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Prácticas profesionales
Planta Carrasco Página 1
INFORMACION GENERAL DE LOS CAMPOS PRODUCTORES
CAMPO CARRASCO
Está ubicado en la Provincia del mismo nombre, en el
departamento de Cochabamba, a 230 Km. de la ciudad
de Santa Cruz. Fue descubierto el año 1997.
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. La profundidad media es 4750 m.
Formaciones productoras: Roboré I y II, Petaca y Yantata. Actualmente producen el
CRC-7 y 11. Inyectores de Gas: 6, 8 y 9. Inyector de agua: CRC-12W.
La producción media actual es, petróleo: 191 BPD, Gas: 16.5 MMPCD, Agua: 540
BPD, GLP: 16 MCD, Gasolina: 71 BPD.
CAMPO BULO BULO
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Está ubicado en la Provincia del mismo nombre, en el departamento de Cochabamba, a 210 Km.
de la ciudad de Santa Cruz. Fue descubierto el segundo semestre de 1998, fue puesto en
producción el 1-11-01.
Este Campo se explota por agotamiento natural. La producción de los pozos convergen al
Manifold y luego es transportada hasta CRC por una cañería de 12” de 28 Km. de longitud.
Se perforaron varios pozos, de los cuales el BBL - 3, 8 y 11 fueron
productores. Actualmente siguen en esa condición. La profundidad media es 5650 m.
Formaciones productoras: Roboré I y III.
La producción media actual es, petróleo: 2480 BPD, Gas: 76 MMPCD, Agua: 42 BPD,
GLP: 96 MCD, Gasolina: 330 BPD.
CAMPO KANATA
Está ubicado en la Provincia Carrasco, en el departamento de Cochabamba, a 225 Km. de la
ciudad de Santa Cruz.
Se perforaron 5 pozos. Formación productora: Yantata, éste campo se
encuentra en producción. La producción media actual es, petróleo: 2780 BPD,
Gas: 29 y 7 MMPCD, Agua: 10 BPD, GLP: 153 MCD, Gasolina: 210 BPD.
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El gas natural de BBL contiene 2.7 % de C02, el de CRC 2.5%, razón por la que los pozos
tienen arreglos superficiales con tubería cromada, resistentes a la corrosión. Los
gases de KNT tienen mínimo C02 (0.1 % de C02).
Los 3 Campos son productores de gas y condensado.
La producción de condensado se estabiliza, almacena y mide en tanques, luego de
fiscalizar se entrega a Transredes para su transporte a Santa Cruz a través de un
oleoducto.
La producción de gas se acondiciona en una Planta de Amina con capacidad de 70 MMPCD,
para la eliminación del C02, de modo de cumplir las especificaciones para el gas de venta, según
contrato (contenido de C02 menor al 2.0 %).
Posteriormente se deshidrata, se extraen los componentes licuables (Gasolina natural y
GLP) en una Planta Criogénica de 70 MMPCD de Capacidad. El gas Residual se entrega a las
Termo eléctricas de Valle Hermoso y de COBEE, ésta actualmente pertenece a CHACO
S. A.
El gasoducto de Alta de Transredes, quien lo transporta hacia los centros de consumo
nacional ó internacional. Una parte de éste gas se inyecta los Pozos CRC-6, 8 y 9.
El Gas Natural Licuado o GLP producido es almacenado, medido y transportado mediante
camiones cisternas a los centros de consumo del país. Los excedentes, si existen, son vendidos a
Chile y Perú..
El Agua de Formación es recibida en una Piscina API, filtrada, tratada con compuestos
químicos, almacenada y posteriormente inyectada al Pozo CRC-12W.
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Locación Nombre del Pozo Tipo de
Arreglo
Formación
Carrasco CRC – 7
CRC – 11
Arreglo simple
Arreglo simple
Robore
Robore
Bulo - Bulo
Bulo – 3
Bulo – 8
Bulo – 11, línea corta
Bulo – 11, línea larga
Arreglo simple
Arreglo simple
Arreglo doble
Arreglo doble
Robore
Robore Robore
Robore
Kanata
KNT – 1
KNT – x2 - D
KNT – x3 - D
KNT – Norte
x1
KNT – Norte x2
Arreglo simple
Arreglo simple
Arreglo simple
Arreglo simple
Arreglo simple
Yantata
Yantata Yantata
Yantata Yantata
INSTALACIONES
La Planta de Procesos se encuentra instalada en la parte más alta (topográficamente)
del Campo, en un área de 22.000 m2 aproximadamente. Se incluye en éstas
instalaciones la Planta Criogénica, Planta de Amina, Sistemas de Separación, de
Deshidratación, Compresión de Gas Residual, al Gasoducto y Pozos Inyectores,
Sistemas de Almacenamiento de condensado.
El en Área contigua, hacia el sur-este, se encuentra la Planta Dew Point de
HANOVER, con una capacidad de 35 MMPCD.
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.
Al Norte 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.
Disponemos de 2 campamentos: El primero, a 300 m, donde se hospedan el
personal de CHACO y TRANSREDES, allí se encuentra el Comedor, Sanidad,
Portería, Salas de Recreación y deportes (cancha polifunciomal y de Racketball).
El segundo campamento se encuentra próximo a la Planta, en el límite nor- este. Se
hospedan personal de COBEE, HANOVER y Visitantes, tiene Sala de Recreación.
Como sistemas de comunicación tenemos teléfonos de Cotas, fax, celulares fijos,
teléfono satelital para casos de emergencia, radios, handies, correo electrónico,
Intranet, Internet, Video Conferencias, etc.
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CAPÍTULO I
INTRODUCCION Y OBJETIVOS
INTRODUCCIÓN
En el campo Carrasco, donde se centro la práctica, pudimos conocer
el flujo y todos los procesos realizados en dicha planta. En si la
practica consistió en conocer y observar a los diferentes operadores
como operan los equipos de la planta.
En la práctica se requirió ir al lugar de trabajo del operador que maneja el equipo y
observar la forma en que opera el mismo ya sea en las situaciones de arranque del equipo,
al presentarse alguna contingencia inesperada, cuando haya algún paro de planta y/o
cuando haya cambio de línea, así pudiendo conocer los pasos básicos y secuenciales a
seguir para saber que se debe hacer para manejar el equipo correctamente, caso contrario a eso,
averiguar qué se debe hacer o se hace para aminorar el problema que pudiese presentarse.
ANTECEDENTES DE LA EMPRESA
La empresa petrolera Chaco S.A. se constituye como una sociedad anónima, en fecha 10 de
abril de 1997, y se realiza la suscripción de las 8.049.660 acciones restantes, convocada
mediante licitación internacional, que fue concedida a la Sociedad Amoco Netherlands
Petroleum Company, que posteriormente transfirió sus acciones a Amoco Bolivia Oil and Gas
AB.
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Ubicación
La empresa petrolera Chaco S.A., se encuentra ubicada en las instalaciones del Edifico Centro
Empresarial
Equipetrol, en la Av.
San Martín 4to.
Anillo Equipetrol
Norte, Nro. 1700, en
el 6to., 7mo. y 8vo.
Piso y el campo
Carrasco a 220 Km.
de la ciudad de Santa
Cruz.
El acceso a la planta
está habilitado todo
el año, por un ramal
que se desprende de
la carretera asfaltada
que une Santa
Cruz con
Cochabamba. El
campo Carrasco se encuentra a 7 Km del pueblo Entre Ríos.
Actualmente los pozos de Carrasco se han reducido debido a su bajo rendimiento, por lo tanto se
cuenta con los de Bulo – Bulo y Kanata.
Misión
Nuestra misión es maximizar el valor de los bienes de Chaco S.A. a través de una
conducción estratégica de nuestros negocios, en equilibrio con oportunidades de crecimiento a corto
y a largo plazo. Aportaremos valor significativo a todos nuestros accionistas: los fondos de
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pensión de Bolivia, los empleados de Y.P.F.B. y de Chaco S.A. y BP.
Visión
Nuestra visión es de hacer a Chaco S.A la más grande y rentable productora de energía en Bolivia
y una importante productora de gas del Cono Sur.
Estructura Organizativa
En cuanto a la estructura organizativa del área de producción, se podría decir que cuenta con un
Gerente de Producción que está encargado de todos los campos del país.
Los supervisores de producción de cada campo, son los encargados de normalizar todo el
proceso productivo y de tratar de cumplir con las demandas de los encargados de más alto nivel.
Los turnos en la planta cuentan con un supervisor y un programador, que son los encargados de
velar la producción y el cronograma respectivamente de los procesos de las diferentes áreas de
producción para todos los campos.
En el caso específico de Carrasco, se cuenta con un operador de planta, operador de turno,
operador de carguío de GLP, etc.
Organigrama de la planta Carrasco
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OBJETIVO GENERAL
El objetivo general de las practicas es el de conocer y elaborar un informe en el cual se pueda
apreciar todos los conocimientos adquiridos, al mismo tiempo aplicar todos los conocimiento
inculcados en la universidad para los distintos procesos relacionados.
OBJETIVO ESPECIFICO
Los objetivos específicos de esta práctica fueron los siguientes:
1. Conocer la Planta Carrasco y reflejarlo en el presente informe.
2. Otorgar nuevas ideas u observaciones para las operaciones y procedimientos en la planta
a tratar (Carrasco).
3. Desarrollar y comparar los métodos actuales con otros parecidos para el objeto de análisis
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CAPITULO II
PROCESO PRODUCTIVO
CARACTERÍSTICAS DE LA PLANTA DE PRODUCCIÓN
Para los diferentes procesos que realizan en la planta procesadora de gas Carrasco, existen
diversos instrumentos y torres.
PROCESO DE SEPARACIÓN
Teoría de separación
Se pueden determinar los fluidos más allá de las características propias de cada uno, los vasos
de la separación contienen normalmente cuatro secciones importantes.
El estado líquido y gaseoso son las dos primeras fases a considerar para las
necesidades de separación planteadas. El estado líquido está compuesto por dos partes: el
hidrocarburo (Petróleo) y una parte de agua.
El manejo discriminado de las diferentes fases en la producción hace que sea necesaria
su separación y acondicionamiento con diferentes propósitos.
Configuración de un Separador
Los factores a ser considerado para la selección de configuración de separador incluyen:
1. ¿Cómo llegue el material extraño (Ej. Barro, productos de corrosión) para que se
maneje?
2. ¿Cuánto espacio de terreno se requerirá?
3. ¿El separador será demasiado alto para el transporte si derrapó?
4. ¿Hay bastante superficie para la interfaz para el separador de las tres fases?
5. ¿Cuánta superficie del área está disponible para la desgasificada de líquido
separado?
6. ¿Es largo el volumen de retención de líquido?
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Selección de un Separador
Para la selección de un separador hay que tener en cuenta que las hay de distintas formas:
Separadores Verticales
Separadores Horizontales
Separadores Esféricos
Otras configuraciones
Separador Horizontal.- El separador horizontal emplea cuatro mecanismos básicos para
liberar el gas del líquido. El desviador de ingreso impone una dirección repentina y un
cambio de impulso en la corriente de flujo, causando que los líquidos más pesados caigan. La
sección de asentamiento de gravedad provee la oportunidad para que las gotas más pequeñas
salgan de la corriente de gas, y el extractor de neblina funde los líquidos restantes
mientras el gas sale del recipiente. Adicionalmente, el gas arrastrado se escapa en la
sección de colección de líquidos.
Estos separadores son más eficientes donde los volúmenes grandes de fluidos totales. La mayor
área de la superficie líquida en esta configuración provee las óptimas condiciones para
soltar el gas atrapado.
El aumentando la capacidad del slug se obtiene a través de un acortado del tiempo de
retención e aumento del nivel del líquido.
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Separador Vertical.- Estos separadores son efectivos en aplicaciones GOR bajas o altas, y
frecuentemente es utilizado en plataformas donde hay poco espacio en el piso.
Estos separadores son usualmente seleccionados cuando la proporción gas-líquido es alta y la
forma en que opera este separador es similar al horizontal.
Separador Horizontal Separador vertical
Volúmenes grandes de fluidos totales y gran
cantidad de gas disuelto presente con el líquido
La proporción gas – líquido es
alta
Separador Esférico.- Los separadores esféricos pueden ser considerados como un caso
especial de separadores verticales sin un casco cilíndrico entre los dos cabezales. Este
diseño puede ser muy eficiente de punto de vista de contención de presión, pero debido a su
capacidad limitada de oleada líquido y dificultades con la fabricación, los separadores
esféricos ya no son especificados para aplicaciones para campos petrolíferos.
Algunos de los factores considerados para un separador esférico son:
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El tamaño reducido
Capacidad de surgencia (oleada) líquida limitada
Acero mínimo para una presión dada.
Otras configuraciones.- Algunos separadores operan con fuerza centrífuga. Aunque
los separadores centrífugos ocupan un espacio eficiente, no son comúnmente
utilizados en las operaciones de producción porque son sensibles a la tasa de flujo y requieren
de caídas en presión mayores a las de las configuraciones standard.
Otro tipo de separador utilizado en ciertas aplicaciones de flujo alto de gas / bajo de líquidos es
el separador de filtro. Estos pueden ser horizontales o verticales en configuración. Los
separadores de filtro pueden remover todas las partículas mayores a 2 micras y el 99%
de aquellas hasta un mínimo de 0,5 micras. Estas unidades, también disponibles en
configuraciones verticales, son utilizadas en ingresos de compresores y en otras aplicaciones
de GOR alto.
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PROCESO DE SEPARACIÓN
Los fluidos entran por la parte media del separador, circulan por el área interior del equipo
durante cierto tiempo (30 segundos a 3 minutos dependiendo del caudal) mediante se
produce el fenómeno de separación debido a la diferencia de peso entre el gas y el líquido.
Las burbujas de gas se acomodan en la parte superior del equipo por ser más livianas y
el líquido se deposita en la parte inferior por ser más pesado.
Si el caudal que recibe el separador es alto, la velocidad de circulación del gas en el interior
será elevada y pude arrastrar en la parte superior gotas más pequeñas de petróleo
pulverizado. Para evitar estas pérdidas y optimizar la separación se diseñan deflectores de
turbulencia, deflectores de condensación y extractores de neblina.
Capacidad de un separador.- Se entiende por capacidad de un separador a la cantidad de
líquido y gas que puede procesar eficientemente al separarlos cada uno en sus fases.
Los valores de capacidad dependen del tamaño del vaso, de las características con las que fue
diseñado y las especificaciones como las condiciones de operación dadas.
Manifold, Slug Catcher y Separadores
Manifold
La producción de los pozos integrados al sistema se recibe en los manifolds
colectores, que los agrupan de acuerdo a la presión de recepción. Cada manifold está
compuesto básicamente por dos líneas horizontales a las cuales se conectan, mediante el
empleo de válvulas y bridas.
Una de las líneas (la de mayor diámetro) está asociada al circuito de producción mientras
que la otra se conecta al circuito de control.
Por medio de válvulas de seccionamiento se puede seleccionar qué pozo será
controlado, mientras que la producción de los otros ingresa al circuito de producción general.
Los manifolds y el depurador asociado operan a una temperatura cercana al ambiente,
y una presión de hasta 1209 Psi.
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Slug Catcher
Para procesar el gas procedente de Bulo Bulo se dispone de un equipo separador de líquidos y
gas denominado Slug Catcher (Amortiguador de variaciones de fluido).
El mismo está compuesto por dos matrices de líneas de 30’’ de diámetro de
disposición horizontal, las cuales operan en paralelo.
Los líquidos separados son colectados en el recipiente vertical V – 301 el cuál mediante
presurización con el mismo gas es vaciado regularmente para su procesamiento.
Paralelamente el gas depurado ingresa a la planta para su tratamiento.
Separadores
La producción de todos los pozos ingresa, por diferencia de presión. Estos equipos están
conformados por recipientes cilíndricos de disposición horizontal, montados sobre skids de
acero, que permiten la separación entre la fase gaseosa y la líquida.
En una ampliación de este subsector se han instalado los separadores de
características constructivas similares a la de los otros separadores. En una primera instancia
han sido colocados para procesar el fluido proveniente de Kanata.
Por medio de las válvulas ubicadas al ingreso, y las asociadas a la salida de cada unas de las
fracciones obtenidas, se puede regular las condiciones de funcionamiento de cada equipo en
particular.
Las condiciones de operación son del orden de: Separadores de alta presión (V-02, V-01, V-400
y V-401)
Temperatura: 80 °F
Presión: 1200 Psi
Los equipos de baja presión V-04 y el V-03, operan también a temperatura de 80 °F, siendo sus
presiones del orden de los 569 Psi.
Los separadores V-07 y V-08 operan a 200 Psi.
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Diagrama de bloques del área de separadores
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UNIDAD DE REMOCIÓN DE CO2
Generalidades
El gas natural separado del petróleo ingresa a la unidad a una presión 1120 Psi y una
temperatura de aproximadamente 122 °F, con un caudal máximo de 75 MMSCFD. La
concentración de dióxido de carbono en la corriente gaseosa es del 1,707 % molar.
La concentración del gas tratado, a la salida de la unidad, debe ser menor al 1,4 % molar en
dióxido de carbono, cosa que sale al 0 %.
Para la separación se realiza un contactado con solución de dietanolamina (DEA) al 35 %, la
cual absorbe el dióxido de carbono; La DEA carbonatada es regenerada, para su posterior
reutilización en el proceso de absorción, mediante destilación por arrastre con vapor de agua.
Caudal de amina: 255 GPM Caudal
de gas: 36 MMPCD
Proceso de Absorción de CO2
La corriente de alimentación ingresa al filtro separador F-210, en el cuál se atrapan
hidrocarburos líquidos y gotitas de agua mayores a 10 micrones 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.
El efluente del filtro atraviesa, por carcasa, el intercambiador de calor E-211, donde se
precalienta por intercambio con la corriente de gas que emerge del contactor de amina. La
temperatura asciende hasta 126 °F.
En el contactor de amina T-203, el gas se pone en contacto en contracorriente con la solución
35 % DEA y 65 % agua desmineralizada.
La DEA absorbe el dióxido de carbono, removiéndolo de la corriente gaseosa. Este equipo
posee en su interior 20 platos, operando con las siguientes condiciones de presión y
temperatura:
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Presión: 1166 Psi.
Temperatura Amina: 110 °F
Temperatura gas: 90 °F
El efluente gaseoso, despojado de dióxido de carbono, se enfría hasta 140 °F en el equipo E
- 211, intercambiando calor con la corriente de alimentación al contactor de amina. A
continuación ingresa al depurador de gas dulce V-204, donde se separa cualquier resto de
DEA que pudiera haber arrastrado el gas.
Finalmente se envía la corriente gaseosa purificada a la unidad de tratamiento con glicol.
Por otra parte, la solución de DEA carbonatada (DEA “rica”), obtenida por el fondo de los
equipos T-203 y V-204 se deriva a una etapa de regeneración, en la cuál se deriva el
dióxido de carbono absorbido.
Torre de Absorción de Amina
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Regeneración de la solución DEA
La solución de DEA carbonatada contiene un máximo de 1,7 % molar de dióxido de carbono.
La misma se acumula en el equipo V-208, con un tiempo de retención de aproximadamente
diez minutos.
Los vapores de hidrocarburos y los gases ácidos se separan por descompresión de la corriente
líquida, emergiendo desde el domo de gas del acumulador hacia el sistema de antorcha.
La DEA rica procedente del acumulador atraviesa el filtro F-208, en el cuál se separan partículas
sólidas.
Previo al ingreso del regenerador, la temperatura del líquido aumenta hasta 240 °F en el equipo
E-202, mediante el aporte térmico de una corriente de DEA regenerada.
La columna regenerada T-206 posee 20 platos, con alimentación por el plato del tope. Las
condiciones de operación son las siguientes:
Presión: 10 Psi.
Temperatura: 248 °F.
El dióxido de carbono se separa mediante arrastre con vapor de agua, el cuál se genera
en el rehervidor E-207, a partir de la solución de amina obtenida en el fondo de la columna.
La fase gaseosa procedente del tope atraviesa el aeroenfriador AC-215, en el cuál se
condensa el vapor de agua. El efluente del mencionado aeroenfriador se deriva al
acumulador V-216.
Los gases incondensables se liberan por la parte superior de este equipo, enviándose al
sistema de venteo para su descarga final a la atmósfera.
Para evitar el arrastre de gotitas de agua y minimizar la pérdida de amina, el
acumulador posee un eliminador de niebla en la descarga de gases.
El vapor de agua condensado es aspirado por las bombas de reflujo P-217 A/B, que lo envían
hacia la alimentación al regenerador T-206.
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La corriente de DEA regenerada (DEA “pobre”) separada por el fondo del
regenerador atraviesa el equipo E-202, en el cuál se enfría hasta 206 °F por
intercambio con la corriente de alimentación al regenerador.
El líquido se acumula en el tanque pulmón TK-205, con un tiempo de retención del orden de
los veinte minutos. La fase gaseosa de este tanque pulmón se encuentra inertizada con gas
combustible, para evitar que el dióxido de carbono atmosférico entre en contacto con la
amina.
La solución de DEA es aspirada
desde el tanque por las bombas
centrífugas horizontales P-202 A/B,
enviando la descarga al aeroenfriador
AC-209, en el cual se alcanza una
temperatura por debajo de los 120 °F.
A la salida del aeroenfriador, un 10
% de la corriente líquida se separa
para ser enviada a través del filtro de
sólidos F-212 A, el filtro de carbón
F-214 y el filtro de sólidos F-212 B,
con el fin de separar sólidos en
suspensión, partículas de carbón
activado, hidrocarburos arrastrados y
aminas degradadas.
Ambas corrientes líquidas
posteriormente se unifican e ingresan a
la aspiración de las bombas centrífugas
P-201 A/B, que recicla la DEA al contactor de amina T-203, para continuar con el proceso de
absorción de dióxido de carbono.
Torre Regeneradora de Amina
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Equipos de la planta de amina
El principal parámetro de funcionamiento que debe controlar el operador como parte de sus
verificaciones de rutina es el nivel.
DEPURADOR DE GAS DULCE (V - 204)
Su función es el de recolectar el agua que se condensa del gas que sale por la parte
superior de la torre contactora de Amina. También recolecta pequeñas cantidades de amina
que están suspendidas en el gas que sale de la torre contactora.
El gas se enfría a transferir calor con el gas que entra en el intercambiador E-211 de gas/gas.
El depurador de gas dulce es un separador vertical de dos fases.
Cualquier líquido que se acumule, se drena continuamente a través de la válvula de control
de nivel (LCV-204) al tanque flash.
Nivel: 30 %
Flujo: 20 – 60 MMSCF/d
Presión: 1170 psig
Temperatura: 105 °F
ANORMAL
1) Exceso de hidrocarburos líquidos en los separadores de entrada hasta la torre contactora de
amina.
2) Permitir que se inunde la amina y sobrepase la parte superior del depurador del gas dulce
hasta el proceso de aguas abajo.
Si grandes cantidades de amina sobrepasan la torre contactora, como cuando hay mucha
espuma, sucede lo siguiente:
El nivel en el depurador de gas dulce se elevará hasta que se desconecte, parando así la
planta.
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El control de nivel para el depurador se abrirá demasiado, pero no podrá evitar que el
líquido suba en el depurador.
TANQUE FLASH (V - 208)
El tanque flash tiene 3 funciones principales:
1) Destilar cualquier hidrocarburo que la amina haya absorbido.
2) Separar los hidrocarburos líquidos más pesados de la amina y recuperarlos.
3) Proveer la capacidad de compensación para el sistema.
A medida que la Amina Rica fluye de la torre de contacto de amina (T-203) al tanque flash, la
presión cae de 1200 psia a 80 psia, permitiendo que se destile cualquier hidrocarburo que
haya absorbido la amina. Deflectores verticales internos dividen al tanque flash en 3
compartimientos.
La amina rica entra al tanque flash por un lado, donde un deflector de asentamiento ayuda a
asentar la amina antes de separarlo en sus componentes:
Los hidrocarburos gaseosos que se destilan de la amina entran en el espacio del vapor
del tanque flash.
El hidrocarburo líquido que se acumula encima de la amina se puede recuperar.
La amina (sin los hidrocarburos gaseosos o líquidos) se asienta en el fondo del tanque
y de ahí va ala regenerador de amina.
Flujo: 425 gpm. Presión:
80 psig. Temperatura: 130
°F.
ACUMULADOR DE REFLUJO (V - 216)
El vapor en lo alto del regenerador atraviesa el condensador de amina (AC-215), donde se
enfría el gas del CO2 y se condensa cualquier vapor de agua que haya. El dióxido de
carbono y la mezcla de agua luego fluyen al acumulador de reflujo, donde se separan.
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El recipiente es un separador del tipo vertical con un deflector y un filtro de niebla que evita
el paso de vapor a la salida.
Flujo: 20 gpm. de liq.
Presión: 10 psig.
Temperatura: 98 °F.
ANORMAL
Nivel Alto.- Esto puede ser causado por espuma en el regenerador y un exceso de amina.
Si la espuma es lo suficiente y la amina puede ser llevada a través del venteo, resulta una
pérdida de amina y daños al medio ambiente.
Nivel Bajo.- Si el LIC-216 fuese a funcionar mal y se abriera, se podría bombear el
acumulador de reflujo hasta quedar seco y ahí está la posibilidad de que se dañe la bomba si
funciona en seco durante demasiado tiempo.
CONTACTORA DE AMINA (T - 203)
El propósito de la torre contactora de amina es el de quitar las impurezas de la corriente
de gas en la entrada.
La acción de remover el CO2 se logra al circular una solución de 30-35% de amina contra la
corriente del flujo de gas. La amina entra por la parte superior de la torre de veinte bandejas
justo encima de la bandeja número uno y se esparce por la bandeja para asegurar un contacto
íntimo con el gas que está subiendo por la torre. Luego la amina se derrama por un vertedero
y corre por una bajada hasta la próxima bandeja donde nuevamente cubre la bandeja.
El gas entra a la torre y se eleva a través de las válvulas de las bandejas, donde tiene un
contacto íntimo con la amina y las moléculas del dióxido de carbono. A la hora qn que el gas
llega a la salida del contactor, el contenido de CO2 se ha reducido a 1%.
Un filtro de niebla está ubicado a la salida del gas para atrapar gotas de líquido que puedan
estar mezclados con el gas tratado.
La amina “rica” que se junta en el fondo de la torre fluye al tanque flash.
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La temperatura de la amina debe mantenerse en aproximadamente 15 °F más caliente que la
corriente de gas que ingresa. Esto se hace para que los hidrocarburos más pesados que
entran con el gas no se condensen en el contacto y así causar espuma.
Nivel: 50 %
Flujo de gas: 35 MMSCF/d
Flujo de amina: 250 gpm.
Presión: 1180 psig.
Temperatura: 130 °F.
ANORMAL
El problema más común que uno suele encontrar es espuma en el contactor. Por lo general,
esto es causado por el ingreso de hidrocarburos más pesados en la corriente de gas.
Generalmente, la espuma se detecta a raíz de un incremento en la presión diferencial a
través de la torre. El nivel de la torre también cae dado a que el amina no va bajando por las
bandejas.
La amina también quizás suba por la parte superior de la torre y se acumule en el
depurador de gas dulce.
REGENERADOR DE AMINA (T - 206)
Cuando el dietanolamina circula a través del contactor, la amina pobre absorbe el gas ácido,
formando un enlace químico débil con ello. Este enlace débil se rompe al bajar la presión e
incrementar la temperatura de amina.
El regenerador funciona a 11 psig con una temperatura en el fondo de alrededor de 243 °F.
El calor que se requiere para quitar el dióxido de carbono de la amina lo provee el aceite
caliente que circula en el rehervidor de amina E-207. A medida que se calienta la amina, una
parte de la solución se vaporiza y ese vapor (que es casi todo) se eleva por la torre y quita el
gas ácido de la solución de amina rica y los lleva a la parte superior.
La concentración de los gases ácidos en el vapor se incrementan mientras que la
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concentración de amina decae a medida que el vapor asciende por la torre.
La eficacia de la acción de quitar el gas está directamente en proporción al calor que se aplica
al rehervidor. Sin embargo, mucho claor incrementa dramáticamnte la degradación de
amina, lo cual a su vez, puede llevar a una corrosión severa.
ANORMAL
Tal como en el contactoe, la espuma es un problema serio en los regeneradores y puede
ser identificado de maneras similares.
Nivel: 40 %
Presión: 11 psig.
Temperatura: 240 °F.
Intercambiadores
INTERCAMBIADOR GAS/GAS (E - 211)
Se usa el intercambiador gas/gas para calentar al gas del separador de filtro de entrada antes de
que entre al contactor de amina. También enfría el gas que sale del contactor, ayudando a
condensar cualquier líquido que lleva el gas, para eliminar del depurador de gas dulce.
El intercambiador tiene el diseño de un casco/tubo horizontal, donde el gas no tratado
pasa a través del casco y el gas que proviene del contactor pasa a través del tubo.
Presión: 1180 psig.
Temperatura: 100 °F
INTERCAMBIADOR DE AMINA RICA/POBRE (E - 202)
El intercambiador esta constituido de un casco ahorquillado y tubo que consiste de 304
tubos de acero inoxidable.
El propósito del intercambiador de amina Pobre/Rica es el de enfriar el amina pobre que sale
del rehervidor hacia el E-207, antes de que retorne al tanque de compensación.
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También calienta la amina ricas que sale del tanque flash antes de que entre al regenerador de
amina.
La amina rica entra por el lado del tubo del intercambiador a aproximadamente 130 °F y sale
aproximadamente a 195 °F. La amina pobre entra por el lado del casco del intercambiador a
240 °F y sale a 170 °F.
AMINE TRIM COOLER (AC - 209)
El enfriador de amina está diseñado para enfriar la amina pobre antes de que vaya al
contactor de amina para asegurar una distribución adecuada de la temperatura de
Amina/gas. Este es un enfriador de una pasada con 2 ventiladores con tiro hacia arriba con
bocas de ventilación automáticas y se debe armar para mantener una distribución de 10 °F
entre las temperaturas del gas en la entrada y el amina que sale del enfriador.
CONDENSADOR PARA AMINA (AC - 215)
El condensador está diseñado para enfriar el vapor caliente y rico que sale de la parte superior
del regenerador de amina y condensar cualquier líquido llevado en el vapor. Este es un
condensador de 2 ventiladores, de un solo pase que enfría lo que está en lo alto de la torre de
212 °F a aproximadamente 80 °F antes de que vaya al acumulador del reflujo.
Tanques
TANQUE DE COMPENSACIÓN PARA AMINA (TK - 205)
El tanque de compensación para amina es un tanque de 200 barriles que se usa como un
tanque de almacenamiento para el sistema para guardar la amina pobre que alimenta
la succión de las bombas booster para amina. El tanque de compensación ayuda a
mantener el sistema en funcionamiento al tomar cualquier sobrecarga momentánea
durante los transtornos en el sistema. Durante su funcionamiento normal contendrá una
solución de amina al 30 – 35 % a un nivel predeterminado.
TANQUE DE ALMACENAMIENTO PARA AMINA (TK - 221)
El tanque de almacenamiento se debe utilizar solamente cuando se va a agregar amina en el
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sistema, caso contrario, se aisla la unidad.
Filtros
SEPARADOR DE FILTRO DE ENTRADA (F - 210)
Este filtro de entrada tiene el diseño de una vasija con 2 tubos horizontales que está instalado
aguas debajo de los separadores de entrada. El filtro está diseñado para quitar los líquidos
libres y atrapar las partículas que son llevadas de la entrada.
En la parte delantera incorpora un filtro mecánico para quitar las partículas, el cuál tiene un
elemento con paletas a la salida. A medida que las pequeñas partículas sólidas y líquidas
hacen impacto en el filtro mecánico, son detenidas debido a su tamaño físico.
Presión: 1350 psi.
Temperatura: 120 °F
FILTRO DE SÓLIDOS PARA AMINA POBRE (F – 212 A/B)
Este filtro consta de 19 filtros de cinco micrones en cada recipiente. Una mala filtración
generalmente está indicada por el color oscuro, nublado u opaco de la amina. La amína limpia
tiene un color ámbar claro.
Presión: 95 psi.
Temperatura: 120 °F
FILTRO DE CARBON PARA AMINA POBRE (F - 214)
El filtro de carbón es un absorbente que está diseñado para quitar los contaminantes orgánicos
solubles, tales como los ácidos e hidrocarburos líquidos.
Los contaminantes ácidos se forman como resultado de la degradación del
procesamiento de líquidos.
Flujo: 40 gpm.
Presión: 85 psig.
Temperatura: 138 °F
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FILTROS DE SOLIDOS PARA AMINA RICA (F - 208)
El filtro de solido para amina rica, es un filtro para flujo completo con 51 filtros con cinco
micrones que está ubicado aguas abajo del tanque flash para amina. Habiéndose quitado el
gas destilado, la amina se filtra mecánicamente para quitar los sólidos suspendidos que
obstruirán los equipos aguas arriba.
Flujo: 410 gpm
Presión: 95 psig.
Temperatura: 150 °F
Bombas
BOMBAS DE CARGA PARA AMINA (P – 201 A/B)
Las bombas de carga para amina están diseñadas para entregar amina al contactor para
absorber el CO2 de la corriente de gas en la entrada. Las bombas son bombas
centrífugas de 11 etapas que funcionan a 3600 rpm y entregan 410 gpm a 1225 psi. Esto es al
100 % de las bombas, dejando siempre una como reserva.
Son impulsadas por un motor Waukesha que funciona a gas combustible. Las bombas
succionan la descarga de la bomba booster para amina a 90 psi y lo descarga en el contactor
a aproximadamente 1200 psi.
BOMBAS BOOSTER PARA AMINA (P – 202 A/B)
Estas son dos unidades que al 100 % de su capacidad son capaces de bombear 420 gpm a 85
psid. Estas succionan del tanque de compensación para amina y descargan en las bombas de
alta presión para amina a través del enfriador de amina.
Flujo: 420 gpm.
Presión: 85 psig.
Temperatura: 150 °F
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BOMBAS DE REFLUJO PARA AMINA (P – 217 A/B)
Las bombas de reflujo para amina, son bombas centrífugas verticales que descargan 36 gpm
a 68 psi. Bombean los vapores condensados (en su mayoria agua) del acumulador de
reflujo hasta la parte superior de la torre regeneradora para ayudar con el enfriamiento y
detener el exceso de líquidos. El flujo de las bombas depende del nivel en el acumulador.
Flujo: 36 gpm.
Presión: 68 psi.
BOMBAS DE TRANSFERENCIA PARA AMINA (P – 218 A/B)
Las bombas de transferencia transfieren amina desde el almacenaje hasta el tanque de
compensación para amina.
Flujo: 25 gpm.
Presión: 50 psi.
Equipos para el sistema de aceite caliente
TANQUE DE COMPENSACIÓN (V - 220)
El tanque de compensación para aceite caliente provee la expansión térmica y capacidad
de compensación para el sistema. Este tiene una capa de nitrógeno para mantener el aire
fuera del sistema.
Presión: 50 psi.
Temperatura: 275 °F
BOMBAS DE ACEITE CALIENTE (P – 230 A/B/C)
Estas son bombas centrífugas horizontales que descargan 1116 gpm a1250 psi cada una. Son
unidades al 50 %, entonces una siempre será utilizada como reserva. Las bombas se usan
para bombear el aceite del calentador hasta el rehervidor, donde intercambia el calor con
la amina. Cada una de las bombas está equipada con aeroenfriadores de descarga.
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HORNO DE ACEITE CALIENTE (H -240)
El calentador de aceite está equipado con cuatro quemadores ZECO, cada quemador esta
equipado con un quemador principal y un fuego piloto. El aceite medio caliente esta a una
temperatura de 345 °F.
Diagrama de planta de amina
GLICOL
Introducción
Entre las técnicas para deshidratar el gas, se encuentra una gama innumerable de
equipos y productos, debido a las características típicas de cada campo se debe
seleccionar la mejor, claro que el tema costo es un factor importante para la toma de
decisiones. Entre alguno de estos métodos y equipos tenemos a los que se nombran a
continuación.
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Técnicas para deshidratar el gas natural
1. Adsorción, usando un sólido absorbente (tamiz molecular, sílica gel, aluminatos)
2. Absorción, usando líquido higroscópico (glicol)
3. Inyección, bombeando un líquido reductor del punto de rocío (metanol).
4. Expansión, reduciendo la presión del gas (válvulas de expansión).
La absorción por TEG es la más común en las plantas gasíferas de todo el mundo,
debido a su alto rendimiento y eficiencia. Por ello se utiliza en la planta Carrasco
deshidratación por glicol y cribas moleculares.
Los glicoles de etileno tienen una formula general de HO(C2H4O)nH. Los glicoles de etileno,
dietileno, trietileno corresponden a los valores de 1, 2, 3 y 4 para n, respectivamente.
El glicol (Trietilen – Glicol TEG), en su proceso de absorción (deshidratación del gas), se
presenta en dos etapas que son:
Glicol Pobre.- Es el glicol puro, de fábrica o ya regenerado que mantiene un alto
porcentaje de su pureza inicial (96–98%), está en el tanque de surgencia del circuito de
regeneración, de donde a un determinado caudal y temperatura va hacia la torre
contactora a cumplir con su función de absorción.
Glicol Rico.- Es el glicol que ha sobresaturado sus moléculas con agua presente
en el gas que fluye en sentido inverso en la torre contactora, tiene una pureza de 91-93%
aproximadamente; Luego sufre un proceso de regeneración para adquirir sus
condiciones iníciales y llegar al tanque surgencia e iniciar un nuevo ciclo.
Procedimiento
La corriente de gas que sale de la planta de amina al 0% de CO2, se dirige hacia la torre de
absorción (T-01) y (T-02), en el cuál se produce una deshidratación del gas donde un gas
saturado con agua entre 6 – 4,5 Lb/MPCD contenido de agua.
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.
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El gas parcialmente deshidratado pasa por el separador horizontal V-05, el cuál separa partes
de glicol que pudo arrastrar el gas, para ir a las cribas moleculares y absorber el porcentaje
sobrante de agua.
El glicol es sometido a calentamiento en el equipo regenerador, el cual emplea gas como
combustible. De esta forma se logra la evaporización del agua presente, obteniendo
glicol pobre en agua, el cual es reintroducido en el sistema por medio de las bombas a
pistón, las cuales alcanzan presiones de hasta 1160 Psi y 100 °F. El contenido de agua a
la salida de la corriente de gas de la torre contactora de glicol es de 6,8 Lbs/MPC.
También la absorción por TEG, cuenta con un ciclo de regeneración del mismo, el gas que
sale de la torre contactora, se denomina glicol rico, este inicialmente va hacia la bomba, la
cual permite bombear hacia un tanque de calentamiento y vaporización a 375 °F, donde se
evapora el agua atrapada y el gas que se encuentra en solución se va a un tanque de flasheo,
donde es separado. El TEG de ahí va hacia unos filtros mecánicos y posteriormente pasa a
un filtro de carbón activado, para finalizar en un tanque de almacenamiento, de este
sale el TEG pobre que inicialmente pasa por un intercambiador Aire - TEG, para
después iniciar el ciclo de nuevo ingresando a la torre contactora de glicol.
Proceso TEG.
La deshidratación con glicol involucra la absorción del agua del gas natural por el glicol a
presión alta y temperatura baja y la reconcentración del glicol a presión baja y temperatura
alta. El secado ocurre en el absorbedor. El resto de los equipos eliminan el agua del glicol
para reciclarla, este proceso es todo un ciclo.
Una de las causas para la pérdida del glicol ocurre en la regeneración, para ello se debe tomar
en cuenta varios factores, no solo para la pérdida, sino también para evitar su deterioro,
éstos pueden ser:
PH bajo
Demasiado alta la temperatura de regeneración del glicol
Contaminaciones de todo tipo
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Formación de espuma
Etc.
A continuación se muestra el interior de la torre contactora de glicol junto con sus partes
internas más importantes y necesarias de recalcar.
Torre de Glicor
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CRIBAS MOLECULARES
Generalidades
En esta sección se separa de la corriente gaseosa el último resto de agua arrastrada, previo
al ingreso a la sección criogénica de la unidad.
El contenido máximo de humedad del gas de alimentación es saturado (debe ser de 7
Lb/MMSCF) y la concentración de dióxido de carbono no debe superar el 2,75 % molar, según
diseño.
El separador consiste en un lecho de tamices moleculares, en el cual son adsorbidas
selectivamente las moléculas de agua, permitiendo el paso de los hidrocarburos.
La adsorción del agua en el tamiz molecular continúa hasta que no queden sitios
disponibles sobre la superficie del adsorbente para alojar moléculas de agua.
En este punto el lecho está saturado, y debe regenerarse para recuperar su capacidad de
retener la humedad.
Con el fin de garantizar una operación continua, la unidad posee dos columnas rellenas con
los tamices moleculares, de forma tal que mientras en una de ellas tiene lugar el proceso de
adsorción, en la restante se regenera el lecho.
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.
Separador de entrada a las Cribas moleculares
La unidad de deshidratación de Cribas moleculares está diseñada para remover
virtualmente toda el agua permaneciente desde la entrada del gas. Un sistema de dos camas
asegura que una siempre este deshidratando mientras la otra esta regulando. La adsorción
está compuesta por una sílica alúmina que sustrae y tiene 3 distintas fases cada ciclo.
1. Ciclo de Adsorción.- El gas entra a la unidad y se mezcla con el gas de reciclo
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volviendo desde la entrada del sistema de estabilización. El gas combinado es entonces
dirigido a través del cambio de válvulas de la parte superior del secador de las cribas
moleculares (V-251 o V-252) que esté en el ciclo de adsorción.
Cada una de las cribas moleculares secadoras (V-251/525) contiene una reja de apoyo
con un arreglo de acero limpio (tela de alambre. Las camas son llenadas con la siguiente lista
que se presenta a continuación.
a) 16Ft3
(6’’ layer) de ½’’ de bolas cerámicas.
b) Pantalla flotante de acero limpio (trasladable).
c) 10.000 Lb. de tamices moleculares 4 A, 4 x 8 Mesh.
d) 9.000 Lb. de tamices moleculares 4 A, 8 x 12 Mesh.
e) 8 Ft3
(3’’ layer) de 1/8’’ bolas cerámicas.
f) 8 Ft3
(3’’ layer) de ¼’’ bolas cerámicas.
Camas para las cribas
El vapor de gas es adsorbido hacia la superficie de los tamices. Los tamices son una
sustancia cristalina de alúmina de silicato de quién la estructura molecular contiene
agujeros con el tamaño de una molécula de agua. Estos agujeros tienen una alta afinidad al
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funcionamiento normal de temperatura para atraer y capturar las moléculas de agua
(Adsorción). A altas temperaturas alrededor de 400 °F, la fuerza de atracción se rompe y las
moléculas de agua se sueltan (Regeneración). Esta es una reacción física reversible,
no una reacción química irreversible, y por consiguiente los tamices moleculares
pueden estar sujetos a este ciclo hasta su degradación.
Cada torre es controlada automáticamente para permanecer en el proceso por 12 horas y
entonces ser regenerado por calentamiento por un periodo de 8 horas y enfriada por un
periodo de 3,5 horas, resultando en 0,5 horas el periodo de standby. El caudal de gas seco se
dirige hacia la unidad criogénica.
La humedad del gas secado es monitoreado y grabado por el sistema para asegurar que el
punto de rocío del gas esta debajo de los –100 °F. Normalmente habrá un punto de rocío de
–200 °F con un nuevo tamiz molecular y un punto de rocío de –165 °F con un viejo tamiz. El
punto de rocío del agua es necesario para prevenir el congelamiento y el hidratamiento de la
formación en la sección criogénica de la planta.
2. Ciclo de Regeneración.- Durante la operación, una torre de cribas moleculares estará
en el ciclo de adsorción mientras la otra estará en el ciclo de regeneración. El ciclo de
regeneración consiste en tres pasos fundamentales:
1) Calentamiento (Dirige la humedad fuera de las cribas)
2) Enfriamiento (Devuelve a la cama la temperatura de entrada)
3) Standby (Esperar a que vuelva al servicio)
Calentamiento.- El propósito del ciclo de calentamiento es el de calentar el tamiz molecular
a 450 – 500 °F dirigiendo toda la humedad adsorbida en el tamiz durante el ciclo de adsorción.
Enfriamiento.- El flujo de gas sin calentar pasa a través de la misma ruta como la del
calentamiento del gas, enfriando la torre de cribas y su contenido. El ciclo de enfriamiento
es completado cuando la temperatura de las camas cae dentro de 10 a 15 °F de la temperatura
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de entrada del gas.
Una ves la torre de Cribas moleculares se encuentra fría, ésta esta lista para volver a servicio.
Stand by.- Es el tiempo de espera que se da por si la torre adsorbedora no ha terminado
su ciclo todavía.
Descripción del diseño
V-251/252 Cribas Moleculares Secadoras
72” ID x 16’ costura / costura
Presión de diseño = 1375 Psig a 180°F
Presión de operación = 1250 a 110 °F
Recordando
Adsorbiendo = 12 horas
Calentamiento = 8 horas
Enfriamiento = 3,5 horas
Stand by = 0,5 horas
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Estructura de las cribas moleculares.
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UNIDAD CRIOGÉNICA
Generalidades
La unidad criogénica está diseñada para bajar la temperatura de gas a aproximadamente
–100 °F. La planta Carrasco está diseñada para recuperar aproximadamente 95% del
propano y virtualmente todo los componentes más pesados.
El corazón de la unidad criogénica es el turbo expansor, el cuál cuenta por un extremo
válvula expansora y por la otra válvula compresora. No todo el flujo pasa por el turbo, es
ayudado por la válvula JT (efecto Joule Thompson), válvula que también provoca una caída de
presión, pero no tan eficiente como es el turbo.
Dentro de esta unidad se encuentran varias columnas contactoras con distintos fines, entre
ellas tenemos a la columna DHX (recuperación de butanos), columna Deetanizadora y la
columna debutanizadora.
En este sector obtienen los siguientes productos:
Gas residual, libre de hidrocarburos pesados y con una relación etano / metano
menor al 10 %, que se comprime en los compresores K-410 A/B/C/D y E previo a su
inyección en el gasoducto. Por medio de los compresores 7 y 8 también puede ser reinyectado
al reservorio, de forma tal de poder respetar los convenios de venta e incrementar la
recuperación de hidrocarburos pesados.
Gas licuado de petróleo (compuesto por una mezcla de propano y butano), que se
almacena en tanques hasta su despacho en camiones.
Gasolina liviana, formada por una mezcla de pentanos, hexano y octano, que se lo
reinyecta a la corriente de petróleo emergente del separador gas –líquido.
Enfriamiento y Expansión
La corriente gaseosa, proveniente de la unidad de deshidratación por tamices moleculares,
ingresa a 1209 Psi de presión y 97 °F de temperatura.
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Aproximadamente un 90 % del caudal atraviesa por carcasa, los intercambiadores E-260
A/B, donde la temperatura desciende hasta 7 °F, por intercambio calorífico con la corriente de
gas residual obtenida en T-264.
La fracción restante circula, por carcasa, a través del intercambiador E-261, disminuyendo la
temperatura hasta –12 °F. Por el lado de los tubos circula la corriente obtenida en el fondo
del separador V-261.
Ambas corrientes se combinan, una vez que emergen de los respectivos intercambiadores. La
mezcla líquido-gas alimenta al separador V-261, obteniéndose las siguientes fracciones:
a) Fracción líquida
La fase líquida que emerge de este equipo, al atravesar la válvula de control LCV-261,
reduce su presión desde 1209 Psi hasta 427 Psi, vaporizándose parte del líquido y
disminuyendo la temperatura hasta –31 °F.
A continuación esta corriente líquida circula por los tubos del intercambiador E-
261, enfriando una fracción de la corriente de alimentación a la unidad. Finalmente
alimenta la columna deetanizadora T-263.
b) Fracción gaseosa
La corriente gaseosa obtenida en V-261 es enviada al turboexpansor X-268. En este equipo,
que consiste en una turbina de una sola etapa, la presión del gas disminuye hasta 284 Psi,
como consecuencia la temperatura se reduce hasta 98
°F y se condensa la fracción más pesada de la mezcla de hidrocarburos.
Este equipo forma un conjunto con el compresor K-269, de forma tal que el trabajo para
la compresión es aportado por el gas que circula por la zona de expansión.
En la tobera de ingreso existe un separador que retiene los restos de sólidos o partículas de
hielo, que podrían dañar los componentes internos. La descarga del expansor alimenta la
columna T-264.
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COLUMNA DHX (T-264) Y COMPRESOR K-269
La columna DHX (T – 264) [Direct Heat Exchanger] es una columna fraccionadora de
alimentación múltiple conteniendo 10 platos válvulados. El propósito de esta torre es el de
despojar metano y compuestos ligeros, así saliendo parcialmente desmetanizado, etano y
líquidos pesados por el fondo de la torre. El gas de sobrecabeza tiene una proporción menos del
10 % de etano/ metano. Su función es de aumentar la recuperación de pentanos
(eficiencia). Las mezclas gas / líquido son la alimentación de la columna DHX y son:
Línea de descarga del expansor, alimentación debajo del plato N° 10. presión de
operación de 280 Psig y temperatura de –98 °F.
Línea de reflujo fría de la fase densa parcialmente vaporizada, consistiendo desde
la salida de los gases por la cabeza de la deetanizadora (T - 263).
Los gases de la columna son alimentados a través de dos intercambiadores, antes fluyendo al
compresor residual (K – 410 A/B/C/D). Los líquidos recolectados en el fondo de la torre son
controlados por un nivelador y son bombeados fuera de la bombas deetanizadora (P –
265 A/B).
Esta columna opera con las siguientes condiciones de operación:
Presión: 284 Psi
Temperatura: -103 °F.
Existe un total de dos corrientes de alimentación. Una de ellas procede del expansor X-268,
ingresando por debajo del plato número 10, mientras que la restante, proveniente del tope de
la columna deetanizadora T-263, actúa como reflujo, accediendo desde la parte superior, a la
altura del primer plato.
a) Producto de tope
La corriente de gas residual que emerge por el tope atraviesa, por tubos, el
intercambiador E-262, donde su temperatura aumenta hasta – 67 °F, recibiendo calor de la
corriente obtenida en el tope de la columna deetanizadora.
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A continuación se enfría una de las corrientes de alimentación de la unidad, circulando
por tubos a través de los intercambiadores E-260 A/B. La salida de estos equipos alcanza la
aspiración del compresor K-269.
Este equipo, junto con el expansor X-268, forma un conjunto turbocompresor, de tal manera
que el gas que circula por el expansor aporta la fuerza impulsora para el movimiento del
compresor.
La presión del gas aumenta desde 284 Psi hasta 427 Psi, incrementándose la temperatura
hasta 170 °F.
La descarga del compresor atraviesa al aeroenfriador AC-270, donde se enfría hasta una
temperatura de 122 °F. Una parte del gas se deriva al sector de deshidratación con
tamices moleculares, para ser utilizado como gas de regeneración; el resto se envía a
los compresores de gas residual K-410
A/B/C/D, como etapa previa a su inyección al gasoducto.
b) Producto de fondo
La corriente obtenida por el fondo, impulsada por las bombas centrífugas verticales P-
265 A/B, se utiliza como reflujo de tope de la columna deetanizadora T-263, previo
paso por carcasa en el intercambiador E-267, donde su temperatura aumenta hasta – 45 °F.
Descripción del diseño
Columna DHX (T - 264)
60” ID x 40’ costura / costura
Presión de diseño = 500 Psig a –150/150 °F
Presión de operación = 280 Psig a –98 °F
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Columna DHX
COLUMNA DEETANIZADORA (T - 263)
En este equipo se obtiene por tope una fase gaseosa rica en metano y etano, y por fondo una
fase líquida compuesta por una mezcla de propano e hidrocarburos más pesados, con una
relación etano / propano menor al 1,8%.
La columna consta de 24 platos, 7 en la sección de mayor diámetro y 17 en la de menor
diámetro. La alimentación ingresa por el plato número 18.
Las condiciones de presión y temperatura en esta columna son las siguientes:
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Presión: 400 Psi
Temperatura: 10 °F (tope)
Temperatura: 215 °F (fondo)
Una corriente proveniente del fondo de la columna T-264, luego de atravesar por carcasa el
condensador E-267, ingresa en la deeteanizadora a la altura del primer plato, actuando
como reflujo.
Una parte del líquido del fondo de la columna fluye por el rehervidor E-278, en el cual los
hidrocarburos se vaporizan parcialmente para proveer la energía necesaria al proceso de
destilación. El fluido calefactor es un aceite suministrado por un circuito cerrado de
servicio. La mezcla bifásica regresa a la columna a la altura del último plato.
a) Producto de tope
El gas atraviesa el equipo E-267 por tubos, intercambiando calor con la corriente de reflujo a la
columna, con lo cual se condensa parcialmente y disminuye su temperatura hasta – 22 °F.
Esta corriente sufre un enfriamiento adicional en el intercambiador E-262, donde
intercambia calor con el producto de tope de la columna T-264, disminuyendo la
temperatura hasta – 58 °F; al atravesar la válvula de control PCV-263 la temperatura
desciende hasta – 76 °F. Finalmente, la corriente ingresa a la columna T-264 como reflujo.
b) Producto de fondo
El líquido es colectado por el tanque pulmón V-266 en el cual el vapor remanente en
los hidrocarburos líquidos regresa a la deetanizadora, a través de una línea de ecualización.
La válvula de control de flujo FCV-266 reduce la presión del líquido hasta 213 Psi,
disminuyendo la temperatura hasta - 94 °F. Previo al ingreso a la columna debutanizadora, el
fluido atraviesa el equipo E-300, en el cual intercambia calor con la corriente de fondo.
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Descripción del diseño
Deetanizadora (T - 263)
54” ID x 72’’ ID x 66’ costura / costura
Presión de diseño = 500 Psig a –20 °F/300 °F
Presión de operación = 430 Psig a 210 °F.
Torre Deetanizadora
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COLUMNA DEBUTANIZADORA (T - 310)
El objeto de la columna debutanizadora T-310 es separar por el tope el gas licuado
de petróleo, formado por una mezcla entre propano y butano. Por el fondo se obtiene una
corriente líquida de los hidrocarburos más pesados (pentanos, hexano y octano).
La columna posee 30 platos de válvulas, con reflujo de la corriente de tope a la altura
del primer plato. Por la parte inferior, parte del producto se vaporiza parcialmente en el
rehervidor E-320, utilizando como fluido calefactor aceite caliente del circuito cerrado de
servicio. El fluido calentado regresa a la torre a la altura del último plato.
Las condiciones de operación son las siguientes:
Presión: 200 Psi
Temperatura: 148 °F (Tope)
Temperatura: 325 °F (Fondo)
a) Producto de Tope
Los vapores obtenidos por el tope de la columna se condensan totalmente en el aeroenfriador
AC-330, ingresando a continuación al acumulador V-340, con un tiempo de residencia
suficiente para ala eliminación de todo resto de gases. El líquido es aspirado por las bombas
centrífugas verticales P-335 A/B.
Una fracción de la corriente líquida regresa a la columna como reflujo, a la altura del
primer plato. El resto se envía a tanques de almacenamiento de gas licuado de petróleo.
b) Producto de fondo
El producto obtenido por el fondo atraviesa el intercambiador E-300, en el cual la temperatura
desciende hasta 176 °F, intercambiando calor con la corriente de alimentación a la columna
debutanizadora.
Los hidrocarburos se enfrían hasta una temperatura de 122 °F, enviándose finalmente a
almacenamiento.
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Descripción del diseño
Debutanizadora (T - 310)
36” ID x 75’ costura / costura
Presión de diseño = 375 Psig a 375 °F
Presión de operación = 211 Psig a 340 °F
Sistema de aceite caliente
El sistema de aceite caliente para la unidad criogénica es la fuente de energía que se utiliza
para generar calor en el rehervidor de la deeetanizadora, desbutanizadora y estabilizadora,
para generar el clima propicio para los procesos y recuperación de líquidos necesarios.
El horno de aceite caliente está designado con el Tag H – 680, este es un horno a llama
directa, que se utiliza para calentar el aceite que se utiliza para el intercambio de calor en el
reboiler de la deetanizadora, desbutanizadora y estabilizadora. Este tiene dos tipos de modo de
operar, automático y manual, su temperatura de operación es de 410 °F. El aceite entra con
una temperatura y circula por los tubos de aceite por el interior del calentador y por el
medio de la línea de aceite la llama del calentador, saliendo al otro extremo el aceite con
temperatura más alta.
Los rehervidores o reboiler de las columnas que integran la unidad criogénica son del tipo
caldera. El hidrocarburo líquido circula desde el fondo de la torre para entrar al rehervidor
en forma de líquido para calentarse, sale del rehervidor en forma de vapor para circular por
el plato superior de la torre.
El rehervidor mantiene una temperatura constante del fondo de las torres en el proceso
fraccionamiento y son:
Columna Deetanizadora: 218 °F
Columna Desbutanizadora: 325 °F
Columna Estabilizadora: 275 °F
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COMPRESORES
Función
La función del compresor es la de elevar la presión del gas succionado, el mecanismo
empieza a la entrada, pasando por un depurador para después entrar en contacto con el
compresor, este lo comprime, el hecho de la compresión calienta el gas, por lo tanto hay que
enfriarlo y este se hace por medio de unos ventiladores gigantes (eolíticos) en un circuito
cerrado.
Para este enfriado hay dos líneas, uno para el aceite y otro para el gas, ambos son
totalmente independientes.
Esquema de un compresor
La planta cuenta con cinco compresores de alta presión de una etapa K-1, K-2, K-3, K-4 y K-
6, estos comprimen los gases que vienen de la unidad criogenica y lo descargan en el
gasoducto, también hay compresores de reinyección, los cuales son el K-7 y K-8, los
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cuales presentan dos etapas de compresión.
También se cuenta con un compresor de tres etapas K-5, que en su 1ª etapa comprime el gas
proveniente de la torre de estabilización, en su 2ª etapa comprime los gases
provenientes de la descarga de la 1ª etapa y el gas de baja presión proveniente de los
separadores de grupo y prueba, y finalmente en su 3ª etapa comprime el gas proveniente de la
descarga de la 2ª etapa y el gas comprimido es descargado a la línea de gases de alta
presión.
Los compresores de la planta se encuentran ubicados en una horizontal, siendo estos:
Número de compresor Succión Presiones (Psi) Descarga
Compresor # 1,2,3,4,6
De la criogénica
Pentrada = 400
PSalida = 1280
Gasoducto
Compresor # 5
De separador y
estabilizadora
Psucción = 100
P1 etapa = 177
P2 etapa = 461
P3 etapa = 1240
Entrada
Amina
Compresor Caterpillar
De la línea de
entrada de los
residuales
Psucción = 1200
P1 descarga = 2130
P2 descarga = 3800
Reinyección
al CRC 6 y 9
Tabla de Compresores
Los compresores 1, 2, 3, 4, 6 reciben el gas de le criogénica, estos le elevan la presión para
luego mandarlos al gasoducto, si la capacidad de este estuviera sobrepasada, el compresor
Caterpillar succiona el gas para inyectarlo a los pozos anteriormente mencionados. Un
estimado es el de almacenar 30 MMPCD.
El gas proveniente de la estabilizadora se dirige a la primera etapa del compresor número 5. Los
gases de baja provenientes del separador entran directamente a la segunda etapa del mismo
compresor 5, juntándose con los de la primera.
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Los compresores de gas residual cuentan con una infinidad de aparatos necesarios para la
lectura y funcionamiento o accionar del compresor, entre estos tenemos una lista que se
presenta a continuación.
Panel digital Selectronic y Murphy
Válvulas de venteo
Scrubber
Cilindro pistón
Transmisores de temperatura y presión en varios lugares
TANQUES DE PETRÓLEO Y GASOLINA
Generalidades
El petróleo crudo liviano, también denominado condensado, junto con las gasolinas
obtenidas en el proceso criogénico de la Planta Carrasco, es almacenado en tanques
dedicados para su posterior transferencia a la planta de almacenamiento y bombeo de la
empresa Transredes.
Para contener eventualmente derrames, los tanques existentes se encuentran dentro de un
endicamiento perimetral, construido en hormigón.
El suelo dentro del endicamiento se encuentra recubierto con piedra partida de la zona, con
pequeñas sendas y escaleras estratégicamente ubicadas para facilitar la circulación interna.
En su parte superior cuentan con válvulas del tipo presión y vacío, la cual permite
equilibrar la presión interna y la externa durante el llenado y vaciado de los tanques, como así
también por la expansión de los vapores producto del calentamiento externo en épocas de alta
temperatura ambiente.
Para poder medir el contenido de los tanques, los mismos cuentan con bocas de inspección, las
cuales también se utilizan como válvula de presión y vacío sin arrestallamas.
La medición del contenido se efectúa por medio de una cinta.
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Sobre la envolvente disponen de una válvula, la cual sirve para tomar muestras del
contenido.
Junto a estos tanques se encuentra el tanque 500, el cual es utilizado como tanque pulmón de
petróleo / gasolina. Las características constructivas del mismo son similares a las
descritas para los otros tanques.
El petróleo es recibido en el tanque 500 de las bombas de petróleo A y B, las cuales
desarrollan una presión que no supera los 50 Psi y a partir del tanque pulmón es distribuido a
los tanques 1 a 4.
También a los tanques les llega el condensado a través de una línea de los separadores de
baja, además tienen una línea para la recuperación de la piscina API.
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Gráfico de tanques
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TANQUE 500
Producto: Petróleo / gasolina
Capacidad (m3) 500
Diámetro (m) 9,2
Altura (m) 7,5
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Tanques de producción
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PILETA API
Pileta API
El agua proveniente de los separadores de alta y baja presión, drenaje de agua de la planta de
proceso, purga de tanques de hidrocarburos y purga de aceite de la sala de compresores es
colectada en la piscina API, en la cual, por gravedad, se separa la fase acuosa de los
hidrocarburos.
Para eliminar las fracciones gaseosas de hidrocarburos livianos presentes en la corriente de
carga a la pileta, se utiliza una cámara subterránea provista de una línea de venteo, ubicada
próximo al portón de acceso debido a que las fracciones gaseosas son capaces de generar
burbujas en la interfase agua / hidrocarburos, al eliminarlas se favorece la separación de
fases en la pileta.
La pileta consiste en una estructura de cemento, compuesta por una cámara de ecualización que
recibe la corriente de líquidos de la planta, y dos cámaras adicionales, en las cuales se separan
por decantación las mencionadas fases y una fosa recuperadora de petróleo.
El agua separada se transfiere por medio de las dos bombas existentes Gorman Ruup, a la
planta de tratamiento e inyección de agua, mientras que los hidrocarburos recuperados se
transfieren hacia los tanques de almacenamiento, por medio de un equipo dedicado.
Se encuentran instalados dos tanques para el almacenamiento de agua proveniente de la
pileta API, los mismos se encuentran en un endicamiento perimetral, y el agua es
transferida a los tanques por medio de bombas dedicadas a partir de la pileta.
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ANTORCHA DE QUEMADO
Tanque pulmón y antorcha de quemado
Para retener fracciones de hidrocarburos líquidos que puedan afectar la correcta
combustión de los gases residuales en la antorcha de quemado, como así también
minimizar la formación de “bolas de fuego”, se dispone de un tanque cilíndrico de
disposición horizontal, montado sobre perfiles de acero.
Por medio de las purgas de nivel, ubicadas en uno de sus laterales, se puede verificar el
nivel interno de hidrocarburos líquidos contenidos, los cuales son drenados
regularmente bajo cañería hacia la pileta API para su recuperación.
Los gases residuales, despojados de líquidos, son conducidos hacia la antorcha de
quemado, la cual tiene una llama piloto permanente encendida, de esta forma la
liberación del gas es consumida en forma permanente desde la boca superior de la tea.
La quema de gas es un método de alivio hacia las pérdidas y gases que no pueden ser
procesados por la planta. La quema indiscriminada está sancionada por ley, el máximo
aceptado es de 2 MMFCD.
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TANQUES GLP
Introducción
En el área de distribución de GLP hacia las cisternas, se encuentran catorce tanques
acomodados de manera uniforme. Los dos primeros tanques tienen un sistema de cargue y
descargue distinto a los demás por ser lo más antiguos.
La producción diaria está oscilando entre los 280 m3, dependiendo de la eficiencia del
turboexpander y de la cantidad de cisternas que ingresen al día.
Se pueden distinguir dos ramales por donde se encuentra la conexión de descarga de los
tanques con las cisternas, este arreglo es:
Del tanque 1 - 7 primer ramal.
Del tanque 8 – 14 segundo ramal.
El área de carguío de cisterna se encuentra en una planchada con el nivel mucho más bajo
con respecto al de la planta, ubicado en la parte posterior de la sala de control.
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El llenado de estos taques es con el gas proveniente de los compresores residuales
dentro de la misma planta Carrasco. El tanque que esté en cargado no puede estar en
descarga hacia la cisterna.
En los tanques de GLP (salchichas), la presión debe oscilar entre 100 a 200 psi,
actualmente está en 190 psi y el alivio en 200 psi.
Para la venta de GLP hacia las cisternas, se deben comprobar los datos de la
cromatografía, como así también de las presiones, temperatura y nivel.
SISTEMA DE ELIMINACIÓN DE LAS AGUAS DE PRODUCCIÓN
Descripción del proceso
El sistema de Inyección de agua en el campo Carrasco, es alimentado de los siguientes
equipos:
Drenaje de todos los tanques de condensado
La salida de los separadores de Alta y Baja
La salida de los drenajes del área criogénica y compresores.
Todas las aguas de producción de los pozos desembocan a la piscina API por una sola
línea comunicada con los equipos mencionados anteriormente.
Los líquidos entran a la primera cámara de la piscina, para luego dirigirse a la siguiente
cámara pasando por una malla filtrante para retener sustancias o sólidos en suspensión
que pudiesen arrastrar. La piscina consta de 3 cámaras y una fosa recuperadora de
petróleo. A través de una bomba centrífuga GORMAN RUPP de 7,5 HP, envía el
petróleo recuperado a los tanques de condensado.
Las dos bombas GORMAN – RUPP, Modelo 82E3-8, que se encuentran a la salida de la
piscina trabajan en forma automática y manual, desplazando el agua a los tanques de
almacenamiento de 1000 Bbl. para su posterior inyección al pozo sumidero.
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Previo al ingreso del agua a los tanques de 1000 barriles, el fluido líquido debe pasar
por 3 filtros de grava que trabajan en paralelo, cuya función es la de capturar los
contaminantes del líquido. A estos filtros se le realizan retrolavados, esto según el
aumento de su diferencial de presión.
Las aguas de retrolavado, van a los tanques de 200 barriles que se encuentra en el área de
la piscina, esta agua se la acumula y se la vuelve a enviar a la segunda cámara de la
piscina para que siga todo el ciclo.
Los tanques de inyección, están equipados con un sistema de presión de gas (Blanket), el
cual evita que el aire (oxígeno) ingrese a los tanques. La presión de operación es de 1” de
agua y el propósito es de minimizar la presencia de oxigeno en el agua ya que éste es un
agente que promueve la corrosión y el crecimiento bacteriológico.
Ambos tanques están intercomunicados, tanto en la salida del agua como de presión del
gas, por lo tanto, pueden ser operados en forma paralela u operar solo uno mientras que la
otra esta en mantenimiento o stand-by.
El sistema esta provisto con tres bombas del tipo de volumen controlado, para inyección de
agentes químicos. Dos operan con biocidas y el otro con inhibidor de corrosión. El motor
de las bombas es de expansión de gas.
Estas bombas son de velocidad variable, por lo que ajustando el largo del viaje del
Pistón y la presión del gas, se puede inyectar prácticamente mediante graduaciones
infinitas el volumen de químico requerido. Las bombas toman succión directamente de los
tambores de químicos.
La inyección del biocida se la realiza en forma de lotes, para lo cual se mantiene una
concentración determinada en los tanques, el ajuste de la concentración se lo realiza en base
al análisis de agua.
La capacidad máxima de las bombas de biocida es de 3.54 galones por hora, con una
descarga de 150 Psig. Es posible obtener mayores volúmenes a presiones más bajas. Su
capacidad mínima es de 0.20 galones por hora.
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La concentración inicial que se debe mantener en los tanques es de 400 mg/lt. La
cantidad de biocida que se debe inyectar se estima en base al volumen de producción, el
tiempo de llenado de los tanques y el tiempo de inyección, utilizándose la siguiente
formula para calcular la tasa de inyección de cada Biocida:
GPH= BPD x MG/Lt. x 1.75 x T. prod. (t iny x gr. sp x 1E6)
Donde : GPH = galones por hora.
BPD = Barriles de producción por día.
Mg/Lt = Concentración de Biocida recomendada.
t.prod = Es el tiempo en horas durante el cual se llenara los tanques.
t. iny. = Es el tiempo en horas durante el cual se desea inyectar los químicos.
gr.sp = Gravedad específica del Biocida.
Por ejemplo con una producción de 500 BPD y operando un solo tanque, tomaría
aproximadamente 37 horas en llenar el tanque desde el nivel mínimo (LSL). Por debajo de
la línea de protección de sobrellenado se debe inyectar Biocida a una tasa de 3.24 GPH
durante 4 horas para mantener una concentración en el tanque de 400 mg/ lt.
La inyección del inhibidor de corrosión se la realiza en forma contínua. El inhibidor de
corrosión actúa formando una película en los metales, la cual los hace menos
susceptibles a ataques corrosivos. El volumen de inyección se ajusta en base a un
análisis de corrosión de las partes críticas del sistema, como ser la bomba de Inyección de
agua y los Equipos de inyección al pozo.
La capacidad máxima de la Bomba del Inhibidor de Corrosión es de 8.75 galones por
día con una descarga de 150 Psig. y es posible obtener mayores volúmenes a presiones
más bajas. Su capacidad mínima es de 0.125 galones por día.
Entre los productos inyectados a la planta de inyección de agua tenemos los siguientes
químicos:
Secuestrante de oxígeno (SO 4360).- Eliminan y no dan paso al ingreso del
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oxígeno.
Inhibidor de incrustación (IC 890).- Su función es no permitir la formación de
sólidos y musgos dentro del tanque y la cañería.
Inhibidor de corrosión (C4802).- La función de este es la eliminación de
agentes agresivos como el anhídrido carbónico, ácido sulfúrico (H2SO4) y agentes
orgánicos e inorgánicos.
Biocida (BXC3202).- Son sulfato reductoras, con la función de ser
controladoras de bacterias.
DESCRIPCION DE LOS EQUIPOS
Tanque de producción de agua (Tk – 800/801)
Los tanques de agua se utilizan para acumular agua de producción, la cual es
posteriormente inyectada a un pozo. Los tanques cuentan con las siguientes
características e instrumentación:
Diseño:
Capacidad: 1000 Bbls.
Tamaño: 21-6/1/2’’ 10 x 16’-1’’ Ht.
Presión : 2 oz. presión y ½ oz. vacio.
PVC-0201
Este es el control de presión primario, se utiliza para reducir la presión, del gas
combustible de 150 Psig a 15 Psig. La válvula es marca Fisher, modelo 627 R del tipo
autorreguladora con alivio interno, tiene suficiente capacidad para prevenir presión
excesiva a la entrada de la válvula reguladora que se encuentra aguas abajo.
PVC-0202
Esta válvula es la que controla la presión en los tanques, los tanques están unidos por
una línea de igualación de presión. Las válvulas manuales a los tanques deben ser
mantenidas en posición abierta mientras estos se encuentren en operación. La válvula
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reduce la presión de gas de 15 Psig a 1’’ de agua. La válvula es marca Fisher modelo
Y693 del tipo autorregulable con línea de monitoreo de presión.
PVC-204
Esta válvula ventea la presión excesiva de los tanques, su SET POINT es de 2.75’’ de
agua, el propósito es el de evitar que la válvula de alivio PSV-0201 actúe continuamente
durante la operación, el cual aceleraría su desgaste. La válvula es de marca Fisher
modelo 1290 del tipo pilotado.
Bombas de inhibidor de corrosión
La bomba de Inhibidor de Corrosión se utiliza para inyectar Agentes Químicos, para el
control de corrosión del sistema de eliminación de agua de producción, la Bomba es de marca
Texsteam, modelo 3705 SHP de velocidad variable, cuenta con regulador de gas y válvula de
alivio en la descarga para protección de sobrepresión de salida. (El Set Point es de 200
Psig).
Diseño:
Capacidad: 0,125 a 8,75 GPD
Presión de descarga:150 psig
Motor: a expansión de gas
P-201 Bomba de inyección de agua de producción
La Bomba de inyección de agua se utiliza para inyectar en un pozo el agua producida, la
bomba es de marca WHEATLEY Modelo HP-200 AM tipo reciprocante quíntuple.
Diseño:
Capacidad: 117 gpm (4000 bpd)
Presión de descarga: 1800 psig
Motor: A combustión de gas
Las aguas del campo Carrasco son inyectadas al pozo CRC – 12W a la formación
Chaco con una profundidad 971 – 989 metros, donde la formación admite muy bien al agua.
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SISTEMA DE REINYECCIÓN DE AGUA
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OTROS SECTORES
Unidad de estabilización de la alimentación (T - 210)
En este sector se recibe la carga líquida de hidrocarburos destinada a mantenimiento,
proveniente de separadores líquido-gas pertenecientes a proveedores externos. La finalidad de
esta unidad es adecuar el líquido, de forma tal que sea apto para almacenamiento
atmosférico.
El líquido resultante debe poseer una presión de vapor Reid de aproximadamente 12 Psi.
Los gases se reciclan a la alimentación de la unidad de procesamiento de gas natural.
La corriente de alimentación ingresa a la columna T-120, la cual está rellena con anillos
Pall de 2’’. Las condiciones de operación son las siguientes:
Presión = 100 °F
Temperatura = 125 °F (alimentación)
Temperatura = 270 °F (fondo)
Los hidrocarburos livianos emergen por el tope de la columna, alimentando al compresor de
reciclo K-610.
Una parte del producto de fondo ingresa al rehervidor E-130, donde los hidrocarburos más
livianos se vaporizan, retornando la mezcla bifásica a la parte inferior de la columna por
gravedad.
La parte restante del producto acumulado en el fondo de la columna se enfría en el
aeroenfriador AC-125 hasta una temperatura de 125 °F, para finalmente enviarse hacia los
tanques de almacenamiento.
Sistema de provisión de gas combustible
Este sistema provee de gas a los siguientes equipos:
Quemador del calentador H-277 (calentamiento de gas de regeneración)
Quemador del calentador H-680 (calentamiento de aceite de calefacción)
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Motores de los compresores de gas residual
Motor de los generadores
El gas se obtiene principalmente de la corriente de salida de los tubos de los
intercambiadores E-260 A/B, aguas arriba del compresor K-269, alimentando el skid de gas
combustible a una presión inferior de 142 Psi.
Una fuente de gas combustible alternativa, utilizada para la puesta en marcha de la unidad,
corresponde a la línea ubicada aguas abajo del equipo V-250. Debido a que este gas está a una
presión mucho mayor, atraviesa previamente dos etapas de descompresión.
El líquido contenido en el gas se separa en el depurador V-700, drenándose hacia el tanque V-
500. El gas resultante se envía a los equipos usuarios de gas combustible.
Sala de control y Laboratorio
Para efectuar el control de los procesos desarrollados en las diferentes unidades que
conforman la Planta Carrasco, la misma dispone de una sala de control.
Esta sala está construida en un sistema modular, contando con divisiones internas, las
cuales se detallan a continuación:
Oficina de operadores
Sala de control
Sala de tableros
Laboratorio
Sanitarios
En esta sala se efectúan, por medio de sistemas telemétricos, el control de las diferentes
variables de proceso de la planta.
Cuenta con comodidades para reunión de los operadores, sala de tableros de los
instrumentos y comandos asociados a la planta.
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En una subdivisión de esta sala se encuentra instalado el laboratorio de control, en el cual se
efectúan una serie de ensayos tendientes a asegurar la calidad de los productos obtenidos y
sustancias empleadas en diferentes etapas de los procesos desarrollados.
Los ensayos que se efectúan en este laboratorio son básicamente los siguientes:
Corridas cromatográficas
Ensayos de tensión de vapor Reid (TVR)
Titulaciones y valoraciones volumétricas
Se dispone de un cromatógrafo del tipo TCD, con carrier de helio, para efectuar ensayos de los
gases provenientes de los pozos, proceso y tanques de despacho. El remanente de los
ensayos se ventea directamente al interior del laboratorio.
Cuando se efectúan los ensayos cromatográficos de GLP, las bombonetas de toma muestra son
habitualmente precalentadas en el baño térmico para TVR, de forma tal de garantizar la
representatividad de la muestra y verificar que no tengan pérdidas previas al ensayo.
Para el caso de las titulaciones y valoraciones volumétricas, las mismas se efectúan bajo
campana, con el sistema de extracción encendido. Dichos ensayos, para controlar la calidad de
la DEA y el glicol, involucran el empleo de pequeños volúmenes de alcohol
isopropílico.
Sala de Control
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Salas de generadores
Para cubrir los requerimientos de energía eléctrica de todas las unidades de procesos de la
Planta Carrasco, oficinas, sala de control, cargadero de GLP, campamento, etc, se dispone de
dos salas de generadores, accionados por motores de combustión interna, las cuales
emplean gas como combustible.
Ambas salas, ubicadas entre las oficinas de la planta y la salas de control, están construidas
mediante el empleo de chapas de acero acanaladas, sobre una platea de mampostería.
Una de ellas, la de menor tamaño, contiene los generadores N° 1 y 2, y lo compresores de
aire empleados para instrumentación en las unidades.
En la otra se encuentran ubicados los generadores 3 y 4, y tableros de seccionamiento.
Para efectuar el arranque de los motores de los generadores, se emplea una inyección de gas
combustible, a una presión de descarga del orden de los 142 Psi, la cual acciona una
pequeña turbina que provee el movimiento inicial de arranque.
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LABORATORIO
Los análisis de control de calidad para el agua, petróleo y agua se realizan en el mismo
campo en un laboratorio contiguo a la sala de control. El laboratorio cuenta con todos los
materiales e instrumentos de medición para su buen desempeño. Entre los análisis y
mediciones más comunes tenemos:
ANÁLISIS PUNTO DE MEDICIÓN
Gases de Alta Prueba de separadores, gasoducto
Gases de Baja Separadores, COBEE, Valle Hermoso
Líquidos
Petróleo de proceso de torre estabilizadora
Gasolina de Hanover
Tanques producidos, las certificaciones
Agua Salinidad
PH de formación
Amina Rica, Pobre, Saturación de ambas
Determinación de sólidos por centrifugación
Precertificación (para vender el petróleo)
Análisis para sacar el TVR
El análisis para sacar el TVR (Tensión de vapor Reíd), consiste en el equilibrio que hay entre
liquido y gas. A los 100 °F pasa de una fase líquida a una gaseosa.
Se trata de romper la tensión superficial de las burbujas del petróleo pasando al estado
gaseoso, esa presión nos indica si esta dentro de los regímenes o no, esto es muy importante ya
que tiene que estar cerca con un máximo de los 12 Psi.
Si esta dentro de ese rango se puede precertificar y vender a Transredes, si no todo el tanque es
rechazado.
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Lector Digital TVR
Proceso
Para el análisis se tomará una muestra del tanque número 3 de petróleo (este tanque puede
variar dependiendo del que se encuentre en producción) con un contenedor especial, de ahí lo
llevamos a enfriar con GLP, este no es un método muy ortodoxo pero funciona, el
enfriamiento es debido a que los gases, si destapamos el contenedor se escaparían y al
enfriarlo, lo condensaríamos.
Una vez condensado, se introduce el petróleo al tensiómetro, llenando la parte baja y
luego se lo lleva al laboratorio para dejarlo en baño maría, la parte superior del tensiómetro es
por donde los gases van escapando marcándonos la presión con la ayuda del manómetro de
la parte superior.
Después de unos 5 minutos se lo saca del baño maría y se lo agita y se vuelve al baño
y así sucesivamente durante media hora, esto para que los gases que se quedaron abajo suban
ya que la mayor temperatura va arriba y la menor abajo, esto es debido a la técnica.
Pasada la media hora se lee el TVR dado por el manómetro en la parte superior, sí
esta dentro del margen (≈12 Psi.) Se realiza la PRE-certificación, después viene un encargado
de Transredes y se procede al mismo análisis para la conformidad.
Centrifugación
Se toma una muestra de petróleo, generalmente de la misma tomada con el
contenedor especial, se lo lleva a una sala donde se encuentra la máquina centrifugadora. Se
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coloca la muestra en dos tubos para centrifugación con una cantidad de 100 ml a cada uno
y se lo introduce a la centrifugadora por un lapso entre 6 a 8 minutos y luego por inspección
visual se ve la cantidad de sólidos contenidos en el fondo, la graduación nos la dice el tubo, el
valor con el que se trabaja es del 1%, por lo general da entre 0 % y 0,5%. Este análisis se
lo realiza a la vista de un funcionario de Transredes.
CROMATOGRAFÍA
Definición
Keulemans ha definido la cromatografía como un método físico de separación en
el cual los componentes a separar se distribuyen entre dos fases, una de las cuales
constituye la fase estacionaria, de gran área superficial, y la otra es un fluido (fase
móvil) que pasa a través o a lo largo de la fase estacionaria.
La fase estacionaria puede ser un sólido o un líquido dispuesto sobre un sólido
que actúa como soporte, de gran área superficial. La fase móvil es un fluido (puede ser
gas, líquido o fluido supercrítico) que se usa como portador de la mezcla.
La cromatografía gaseosa es un método de separación en el cual los componentes de
una mezcla se reparten entre dos fases: la fase estacionaria (líquida), que posee una superficie
de exposición muy grande y la otra, la fase móvil, que es un gas que circula en contacto con la
fase estacionaria. La muestra se vaporiza en el sistema de inyección y es transportada por la
fase móvil gaseosa (gas carrier) a través de la columna. El reparto o partición de los
componentes de la muestra con la fase estacionaria, se basa en sus diferentes solubilidades en
esta fase a una temperatura dada. Por lo tanto, los componentes de la mezcla (solutos o
analitos) se separan entre sí en base a sus presiones de vapor relativas y de acuerdo a sus
afinidades con la fase estacionaria. Este tipo de proceso cromatográfico se denomina elusión.
Los principales componentes en un sistema de cromatografía gaseosa son: la
fuente de gas portador, el sistema de inyección, el horno que contiene la columna, el
detector y el sistema de registro e integración.
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El cromatógrafo puede funcionar al margen de una temperatura de 32 °F a 13 °F con humedad
relativa comprendida entre 5% y el 95 %.
Ventajas y limitaciones de un cromatógrafo de gas
Ventajas de la cromatografía gaseosa Limitaciones de la cromatografía
gaseosa
1. Eficiente, permite alta resolución
2. Requiere muestras pequeñas (ml)
3. Alta sensibilidad, detecta ppm y
a menudo ppb
4. Cuantitativa (en ciertas condiciones)
5. Alta velocidad de análisis
6. Buena exactitud
7. Fácil de usar, bien conocida
1. La muestra debe ser volátil
2. No aplicable a muestras termolábiles
3. Muestras “sucias” requieren de un
clean-up previo
4. Se debe utilizar otro sistema de
Detección (ej. MS) para la
confirmación la identificación
5. Es necesario algo de entrenamiento y
experiencia
Características de los gases
El gas portador elegido en función del detector seleccionado y de las prestaciones deseadas.
Estas interrelaciones se muestran en la tabla siguiente:
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Gas recomendado para las columnas empaquetadas
DETECTOR GAS PORADOR COMENTARIOS
Conductividad
Térmica (TCD)
Helio
Hidrógeno
Nitrógeno
Argón
Uso General
Máxima Sensibilidad (Nota A)
Detección de Hidrógeno (Nota B)
Sensibilidad Máxima al
Hidrógeno (Nota B)
Ionización de
llama (FID)
Nitrógeno
Helio
Máxima Sensibilidad
Alternativa Aceptable
Nitrógeno/Fósforo
(NPD)
Helio
Nitrógeno
Prestaciones óptimas
Alternativas aceptables
Captura de
electrones (ECD)
Nitrógeno
Argón/Metano
Máxima sensibilidad
Mínimo rango dinámico
Nota A.- Sensibilidad ligeramente superior a la del helio, pero puede disminuir la
pasividad química de los filamentos, originado derivas demasiado elevadas hasta que se
reduce la pasividad química.
Nota B.- Para análisis de hidrógeno o helio; se reduce considerablemente la sensibilidad de
otros compuestos.
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Procedimiento
Se toma una muestra de la salida del V-340, a la entrada al gasoducto, a la entrada del GLP con
la ayuda de una bomboneta que es conectada a una ranura en distintos puntos, luego se la trae al
laboratorio y se conecta al cromatógrafo y se lo deja aproximadamente unos 20 minutos y este
nos devuelve el resultado de todos los gases y el porcentaje de sus componentes.
El cromatógrafo es un separador por diferencia de pesos específicos. Para la
puesta de inyección a 392 °F, la muestra totalmente gasificada ingresa y se divide en la
columna por pesos específicos alrededor de 266 °F, todos los puntos de ebullición se van a
desprender, los de menor peso molecular salen primero “ganan la carrera”, pasando por un
detector (cámara que tiene en el medio una resistencia), por esta pasa helio o un gas carrier
(arrastre) que nos va a servir de patrón, luego pasan los gases y mediante un software
conectado con la HP Serie II gas chromatograph nos da la subida y bajada del gas, su área.
Los límites superior e inferior son tomados por los tiempos de entrada y salida del gas debido a
su peso molecular.
El software transforma la señal térmica e integra todo lo que está dentro del pico,
tomando como límite superior e inferior los tiempos de entrada y salida de cada gas
respectivamente.
La presión del gas carrier a la salida del tubo de gas helio en este caso tiene que ser 15 a 20
Psi mayor que la colocada en el cromatógrafo. Un buen GLP tiene mayor cantidad de
propanos y butanos.
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Cromatógrafo
Mientras el petróleo tenga menos API es más rico, ósea se pueden sacar más derivados. La
relación entre densidad y API es relación inversa.
Los datos descritos a continuación indican las características que deben cumplir los
productos para ser entregados a los clientes de la empresa.
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Valores estándares para algunos compuestos
GAS
Punto de Rocío Hidrocarburo
45 °F a 640 PSI (HYSIS)1
32 °F a 640 PSI (HYSIS)2
74 °F a 1300 PSI (HYSIS)3
Punto de Rocío Agua 95 mg/m3 (ASTM D-1142)
Contenido Máximo de CO2 2% Vol. (ASTM D-1945)
GLP
Contenido Máximo de Etanos 2% Vol. (ASTM D-1945)
Contenido Máximo de Pentanos y
Superiores
2% Vol. (ASTM D-1945)
Tensión de Vapor REID Máximo 170 PSI (ASTM D1267)
PETROLEO, CONDENSADO, GASOLINA
Contenido Máximo de Agua y
Sedimentos
1% Vol. (API Chapter 8.2)
Tensión de Vapor REID Máximo 12 PSI (ASTM D323)
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PLANTA DESMINERALIZADORA DE AGUA
Proceso Productivo
El sistema de la planta desmineralizadora de agua en la planta Carrasco, sirve
para la alimentación de los radiadores, compresores y planta de amina y está diseñado
para producir agua destilada de 5 a 20 microhns/cm o 3,5 a 14 ppm (gr./l) de TSD (total
sales disueltas), y una producción de 8000 a 9000 lt/d.
El proceso empieza en la planchada del pozo Carrasco 4, donde se encuentra
ubicado el pozo de succión de agua (aproximadamente 1000 metros de profundidad), junto
con dos tanques de 1000 Bbl. cada uno. Los tanques funcionan en forma alternada
con un sistema automático en las bombas, mientras una esta descargando, la otra
está en reserva.
Dos bombas succionan el agua de los tanques mencionados, enviando el flujo al
tanque de consumo de 1000 Bbl., que se encuentra dentro de la planta. El
proceso de desmineralizado recién empieza desde este punto.
El flujo de agua proveniente del tanque alimento de consumo, se dirige ayudado
por la bomba P – 753 al filtro celulosa o microporosa (5 – 10 micrones), la función de
este filtro es la de retener las sustancias e impurezas provenientes. Una vez el agua
filtrada por la celulosa, el remanente se dirige al filtro de carbón activado, cuya función
es la reducción sustancial de cloro, contaminantes orgánicos y sólidos en suspensión,
además permite que el agua potable recupere su aspecto límpido y sus condiciones
naturales de composición, sabor y olor.
El segundo filtro celulosa se encuentra a la salida del filtro carbón y vierte el
líquido en el ablandador de agua, que a su vez este está conectado a un tanque de
salmuera, a través de un intercambio iónico remueve los minerales contenidos en el fluido.
Al tanque pulmón de agua le llega el fluido del ablandador de agua, para así este con
la ayuda de las bombas de transferencia, dirijan al líquido a través de las membranas de
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ósmosis inversa, para luego almacenar el agua en un tanque de 200 Bbl. y permanecer ahí
hasta que sea necesario.
Planta desmineralizadora
EQUIPOS
Partes de la planta desmineralizadora
Filtros celulosa o microporoso.- Separa todos los sólidos en suspensión,
sedimentación, partículas de hierro si es que existen en el frente de alimentación (aportación)
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de agua, la capacidad es de 5 micras.
Filtro de carbón activado.- Su función es la reducción sustancial del cloro,
remueve además, pesticidas, contaminantes orgánicos y sólidos en suspensión, entre
otras impurezas. Se utiliza en el afino de aguas potables o de aguas industriales de
gran pureza, especialmente cuando se obtienen partiendo de aguas superficiales. Entonces
el carbón activado fijará los compuestos orgánicos disueltos que hayan podido escapar a la
degradación biológica natural.
Ablandador de agua.- Cuando el agua es referida como dura esto
simplemente significa, que contiene más minerales que el agua ordinaria. Estos son
especialmente minerales de calcio y magnesio. El grado de dureza es mayor cuanto
más calcio y magnesio hay disuelto. El magnesio y el calcio son iones positivamente
cargados. Debido a su presencia, otras sustancias cargadas positivamente se disolverán
menos fácil en aguas duras que en aguas que no contengan calcio y magnesio.
El ablandador de agua es el equipo que “ablanda” el agua por el proceso de
intercambio iónico, es decir, substituye o intercambia minerales duros (como calcio,
magnesio, sílice, etc.), por suaves ( como sodio) a través de su carga eléctrica. El
efluente atraviesa una cama de resina con carga iónica, removiendo los minerales
contenidos en el fluido. Se puede optar por regeneración por tiempo, volumen tratado ó
calidad de agua.
Tanque de salmuera.- Es un tanque en el cuál se encuentra una mezcla de agua con
sal, hay que cuidar la cantidad a introducir de sal en el tanque ya que este ocasionaría
una sobresaturación en las membranas de los cartuchos de ósmosis inversa.
Se recomienda vaciar una a dos bolsas de sal molida (cloruro de sodio) de 40 a 45
Kg. de peso cada una, además de estar limpia, libre de impurezas y de óxidos, para así
evitar la contaminación de la resina de intercambio iónico marca Bayer Lewart S-100
que tiene el ablandador de agua.
Membranas de ósmosis inversa o cartuchos.- Para la ósmosis inversa se utilizan
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unas membranas semipermeables que dejan pasar el agua mientras que retienen entre 90 a
99 % de todos los elementos minerales disueltos.
A través de bombas de alta presión conectadas a los módulos de las
membranas atraviesa el agua pura bajo el efecto de la presión de la válvula estrangulada
del 50 al 70 %, la estrangulación va a depender de la pureza del agua que queremos
producir, mientras que el agua de rechazo se evacua por un caudal continuo por medio
de las válvulas totalmente abiertas.
En el proceso de la ósmosis inversa el agua es forzada a cruzar una membrana
dejando las impurezas por detrás. La permeabilidad de la membrana puede ser tan pequeña
que prácticamente todas las impurezas, moléculas de sal, bacterias y virus son separadas del
agua. El nombre ósmosis inversa se lo debe a que requiere la presión para forzar el agua pura
a través de una membrana y es capaz de quitar 95 – 99 % de sólidos totales disueltos y
99 % de todas las bacterias.
Proceso de ósmosis
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Partes de la membrana de ósmosis
La razón del caudal de agua que atraviesa por hora es de 360 lts/h ≈ 2.26 bbl/h generalmente se
lo llena el tanque de almacenamiento al 75% - 150 Bbl y tomaría aproximadamente 2.76 dias
para llenarlo, si el tanque estuviera vacio.
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MÉTODO PARA LA FISCALIZACIÓN DE UN TANQUE
Para la fiscalización de un tanque (entrega a Transredes), se debe seguir una
lista de procedimientos para el análisis del crudo de venta hacia la empresa mencionada.
Entre estos procesos tenemos:
a) Nivel de agua y del crudo
b) Temperatura del crudo dentro del tanque c)
Gravedad del crudo dentro del tanque
d) Tensión de Vapor Reid (TVR)
e) Centrifugación.
Antes de hacer cualquier trabajo en los tanques o cerca de ellos es de suma
importancia garantizar la seguridad de las personas y la seguridad dentro y fuera del
tanque. Entre algunas de las medidas de seguridad tenemos las siguientes:
Hacer tierra con las manos en los tanques
Contar con todo el equipo de protección personal (EPP)
Cuidado de caminar solo por los extremos, no por el medio del tanque
Otros tipos de seguridad que el operador conoce
Además debemos constatar y verificar que todas las válvulas del tanque a medir estén
cerradas y sin entrada de hidrocarburo por lo menos dos horas antes de la medición y las
pruebas.
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Forma de medición para la fiscalización
Nivel de agua y del crudo
El procedimiento a seguir para la medición de niveles es el que se presenta
a continuación.
Para el método cubicación indirecta se ocupa una cinta de medición con una
plomada al inicio de la cinta. A toda la plomada y parte de la cinta se le pasa una pasta
color café llamada Kolor Kut, que al contacto con el agua cambia a un rojo brillante.
A la altura de los 21 pies de la cinta se le añade otra pasta color rosada llamada
Kolor Kut también, pero esta nos mide gasolina cambiando el color a rojo.
La colocación de las pastas es en el orden mencionado, ya que por pesos
específicos el agua por ser más pesada tiende a reposar en el fondo y el hidrocarburo
en la parte superior.
Nivel máximo permitido de agua < 9 pulgadas.
Nivel máximo de hidrocarburo = 85 % de la capacidad del tanque
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Temperatura del crudo
La temperatura del crudo del tanque es determinada por el promedio de la toma de
tres muestras (fondo, medio, arriba) de temperatura.
El procedimiento a seguir es el siguiente:
Sumergir el termómetro y dejar reposar alrededor de 5 minutos en cada
localización, alejando del cuerpo del tanque.
Anotar la temperatura promedio con una exactitud de 1 °F, la temperatura no
debe ser más del 20 % de la temperatura ambiente.
Gravedad del crudo
Antes de poder medir la gravedad con un termodensímetro, primero se debe
buscar un toma muestra especial para dicho uso, para ello es empleado un muestreador
(Thief).
El termodensímetro es usado para medir la gravedad y temperatura del punto
medio de la muestra. Estas mediciones tiene que ser violentas después de que la
temperatura se normalizó, para evitar pérdidas de las fracciones volátiles del petróleo
crudo.
El método para la medición es similar al de la temperatura, solo que se ocupa
un muestreador especial.
La gravedad promedio de los tanques es de 66 API, dependiendo de las
condiciones diarias.
Tensión de vapor reid
El análisis para sacar TVR, nos determina la estabilidad del producto, Transredes nos pide
12 Psi, nivel en que el condensado se encuentra estable, si estuviese por encima de los 12,
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se perderían barriles considerablemente, por ejemplo de 1000 barriles, la cantidad a
evaporarse sería de 3 barriles. Para información más detallada se indica en la sección de
laboratorio.
Centrifugación
El método empleado para la determinación de agua y sedimentos es la
centrifugación. La máquina centrifugadora se encuentra en un cuarto entre la sala de
generadores 1 y el taller mecánico.
Los tubos utilizados son de 100 ml. de vidrio. El tolueno saturado con agua es
usado como solvente para romper el crudo y así determinar con facilidad el contenido de
cada compuesto.
La muestra se introduce en los tubos de centrifugación para luego ser introducidos a
la centrifugadora, dejándolo allí aproximadamente 7 minutos. Una vez parada la máquina, se
saca el tubo y se lee la cantidad de sedimentos (si existiese) que se aprecian en el mismo,
la tolerancia máxima es de 1 % (1 ml) y la cantidad de agua libre no debe ser mayor a 0,3
ml.
Tubo de centrifugación
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PROCEDIMIENTO PARA CARGAR UN CISTERNA
Para Cargar un cisterna
Antes de cargar una cisterna primero se tiene que verificar el nivel del tanque que
se va a descargar, al igual que su presión y temperatura.
Después se abren las válvulas de la línea de descarga y la niveladora de presión,
cerrando así la válvula que viene de la línea de descarga. Seguidamente verificar que las
bombas de descarga estén prendidas.
Válvulas de descarga a cisterna
Pasando así a las válvulas de descarga, las cuales hay que abrir las válvulas para que
empiece a cargar a la cisterna. En la grafica siguiente se muestran las válvulas de
inyección a la cisterna.
Válvulas de apertura del GLP
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Cisterna
Llegado el cisterna a las instalaciones del carguío del GLP, se deben seguir una serie de pasos
para evitar cualquier acontecimiento anormal.
El operador de turno, llena una planilla “check List”, donde se verifica lo siguiente:
Llantas
Arresta llamas
Cinturones de seguridad
Extinguidores
Instalación puesta a tierra
Tacógrafos
El sistema de regulación porcentual del camión debe estar al 85 %.
“NINGÚN TRABAJO ES TAN IMPORTANTE Y NINGÚN SERVICIO ES TAN
URGENTE, QUE NO PODAMOS TOMARNOS EL TIEMPO DE REALIZARLO
CON SEGURIDAD”
Unas ves revisadas la planilla, se empieza con la colocación del cable a tierra, esto
para poder descargar la estática proveniente del cisterna.
Colocamos la manguera de la cisterna a la entrada y salida del GLP, el porcentual
al 85% y se procede al llenado abriendo las válvulas anteriormente mencionadas.
Esperamos alrededor de una hora a una hora y media para el llenado.
Una vez lleno el cisterna, se proceden a los siguientes pasos:
1. Apaga la bomba y las válvulas de salida
2. Se anota el precinto
3. Anotar la Presión y Temperatura de la cisterna
4. Se cierran las válvulas de la cisterna y se desconectan las mismas
5. Se dirige al tanque de descarga y se miden los nuevos niveles
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6. Se cierran las válvulas de despacho y la de retorno (nivelador de presión)
7. Se abre el igualador de presión
8. Se mide la Temperatura del tanque
Con todos esos datos se dirigen a la sala de control de despacho de GLP y se deja
constancia del mismo, llenando los formularios y datos requeridos por el InfoProd para su
respectivo archivo y despacho de la cisterna.
Esquema del carguío de GLP
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AREAS CLASIFICADAS
Introducción
La clasificación de áreas peligrosas es un método de análisis que permite
clasificar un ambiente con presencia de atmósfera explosiva, en zonas de distinto
grado de peligrosidad. De esta manera se posibilita la adecuada selección e instalación de
equipos y sistemas, de forma tal de alcanzar las condiciones de seguridad establecidas
por la norma de aplicación, teniendo en cuenta la ocurrencia de formación de una
atmósfera explosiva, de acuerdo a la siguiente clasificación:
1. Zona 0
2. Zona 1
3. Zona 2
Atmósfera Explosiva.- Es una mezcla con aire de gases, vapores, nieblas, polvos o
fibras inflamables, en condiciones atmosféricas normales, en la que después de
producida la ignición, la combustión se propaga a través de toda la mezcla no
consumida.
Área Peligrosa.- Es un área en el cuál está presente una atmósfera explosiva, o se
puede esperar que esté presente en cantidades tales como para requerir precauciones
especiales.
Área No Peligrosa.- Es un área en la cuál no se espera que exista una atmósfera
explosiva en cantidades tales como para requerir precauciones especiales.
Áreas clasificadas como Zona 0: Es el área en el cuál está presente una atmósfera
explosiva en forma continua o durante largos periodos de tiempo.
En general este tipo de zona está presente en:
¾ Tanques de almacenamiento y proceso de petróleo.
¾ Fosas de recuperación
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Esta zona se origina como producto de la evaporización de hidrocarburos en los tanques
o piletas de separación, siendo inherente al propio proceso de cada planta y/o
batería en particular. Resulta conveniente maximizar todas las medidas de protección
de los equipos eléctricos.
Áreas clasificadas como Zona 1: Es el área en la cuál es probable que exista una
atmósfera explosiva en operación normal.
En la planta, existe una gran cantidad de purgas de instrumentación, drenajes y/o
control de equipos de proceso y purgas de arranque de motores a explosión (generadores
eléctricos y bombas de petróleo), las cuales al ser accionadas en forma normal, originan
la liberación de cantidades variables de sustancias inflamables hacia la atmósfera externa.
Áreas clasificadas como Zona 2: Es el área en la cuál no es probable que exista una atmósfera
explosiva en operación normal y si esto ocurre será en forma poco frecuente y por periodos de
corta duración.
Cambio de choque
Un Choke es un reductor de flujo (controlador de flujo) o de caudal. Este tiene un
sistema de calibración propio, dependiendo del diámetro de paso o restricción.
El desgaste del choke nos dice si esta entrando arena del reervorio hacia la planta pasando
por el arbolito.
A mayor choke, mayor flujo y caudal, aumentando diámetro de choke.
A continuación se va a proceder en forma escrita para el cambio de choke.
1. Cerrar válvula lateral o de surgencia.
2. Cerrar válvula de línea (la que va hacia el campo), esto para evitar el retorno del fluido.
3. Abrir Venteo
4. Verificar y anotar lectura del manómetro.
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5. Sacar manómetro, para evitar que se descalibre.
6. Aflojar bulones portachoke
7. Retirar choke.
8. Colocar el nuevo choke de acuerdo a especificaciones.
9. Colocar tapa porachoke.
10. Colocar manómetro.
11. Cerrar venteo.
12. Abrir lentamente la válvula lateral, para no descalibrar el manómetro en el aumento de la
presión.
13. Abrir válvula a la planta.
14. Verificar pérdidas.
Esos serían los pasos a seguir para un correcto cambio de choke, para la mejor
comprensión se va a reflejar en un dibujo.
Esquema de un arbolito común
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Esquema del Arbolito con el choque
PRODUCCIÓN DE GAS
La producción de gas de los diferentes campos, se encuentra reflejada a continuación, en el
siguiente cuadro 1.1 se refleja el desglose completo de las diferentes trayectorias que toma el
gas en cuanto a cantidad, la información ha sido obtenida de acuerdo a una media de los partes
diarios de la producción.
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Cuadro 1.1 Distribución del gas de entrada
En base a un análisis de la producción diaria, a continuación se detalla el consumo
interno y destino del gas dentro de la misma planta.
Además cuando arranca la termoeléctrica de Bulo Bulo se para un compresor y a esta se le
envía gas del compresor # 7. Para la Termoeléctrica de Valle Hermoso, se envía gas residual
de la succión de los compresores. La diferencia entre éstos es que el gas enviado a la
termoeléctrica de Bulo Bulo es gas rico en comparación con Valle Hermoso.
Una cromatografía nos puede demostrar lo mencionado.
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Estudio de tiempos del operador de pozo
Según un estudio de tiempos y movimientos hecho hacia el operador de pozo, se ha
podido demostrar que una sola persona no puede dividirse hacia todas sus tareas
asignadas por el momento.
El operador de pozo, es la persona encargada de las funciones que se muestran a
continuación.
1. Medir tanques de condensado para su venta a Transredes, lo que implica medir el
nivel de agua y petróleo, en caso de no cumplir con las especificaciones (9’’ H2O), se
tendrá que drenar el agua y verificar el nivel de agua en la piscina API para que no rebalse
[Distancia entre los tanques de condensado y la piscina bastante considerable], el tiempo
de drenado por tanque es de aproximadamente
45 minutos, esto incluye drenar y medir hasta que cumpla con las
especificaciones, contando con la ayuda de otro operador para verificar la piscina.
2. Cambio de la producción, cambiado de tanque y cosas afines a la misma.
3. Verificar las válvulas, nivel, presiones y temperatura de los separadores del área.
4. Verificar la temperatura, nivel y presión de la torre de glicol.
5. Carguío o llenado de condensado a las empresas de Reficruz y Oro Negro, esto
involucra medición del nivel del tanque antes y después de la entrega, junto con la elaboración
de su respectivo ticket.
6. Cambio de choque de algunos pozos, esto ocurre algunas veces por la necesidad
de restringir líquido o gas respectivamente.
7. Cambio de gráficas de los pozos que lo tengan, esto es una labor diaria.
8. Introducción de datos al InfoProd, libro de Novedades y reportes diarias de
producción.
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Actualmente esas son las labores específicas que desempeña el operador de pozo.
Muchas de las actividades del operador mencionado, las realiza con la colaboración de sus
compañeros.
Hablando específicamente de la medición de tanques y del drenado del mismo,
el operador no puede realizar la labor de drenar y verificar la piscina al mismo tiempo.
Para ello se ha elaborado una tabla en la cuál se puede verificar que las 12 horas
disponibles por turno asignadas no son suficientes para algunas actividades y para otras el
operador no puede partirse en dos para estar en dos lugares a la ves.
Función o
Actividad
Tiempo Aproximado
(min.)
Veces
Total (min.) 1 45 5 225
2 10 3 30
3 30 2 60
4 10 1 10
5 60 4 240
6 45 1 45
7 120 1 120
8 60 1 60
Total 790 ∼ 13,2 hr.
Tiempo de las actividades del operador
Se puede apreciar que el tiempo no es suficiente para elaborar con eficiencia su trabajo, ya
que el resultado que no arroja es de 13,2 horas y el tiempo de trabajo es de 12 horas, aquí solo
se esta refiriendo al turno de día.
Lo que se propone son dos cosas para aminorar esta situación:
1. Cambiar la configuración o mejorar el sistema de los drenajes que desembocan en la
piscina.
2. Colocar un sistema controlador de nivel de tanques que nos mida el nivel de agua y
petróleo, además de la gravedad y temperatura del mismo.
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Buscando una opción para mejorar este problema, se ha considerado a la empresa
Varec, la cuál nos proporciona medidores de nivel muy avanzados, además de automatizados.
Entre las opciones que esta empresa nos ofrece tenemos:
Medidor de nivel hasta de 3 distintos líquidos
Gravedad específica
Medidor de la temperatura a través de un sensor, protocolo Hart
Automatización del paso del líquido hacia otro tanque.
Medidor de flujo.
Recuperación de aceite de los compresores
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Sistema recuperación de aceites y venteos
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TIPOS DE VÁLVULAS
Dentro de la planta Carrasco se cuenta con un sin número de aparatos
controladores de flujo y nivel, estos son las llamadas válvulas, las cuales hay para un
modelo para cada fin específico, las válvulas pueden abrir y cerrar, conectar y
desconectar, regular, modular o aislar una enorme serie de líquidos y gases, desde los
más simples hasta los más corrosivos o tóxicos. Sus tamaños van desde una fracción de
pulgada hasta 30 ft (9 m) o más de diámetro. Pueden trabajar con presiones que van desde
el vacio hasta mas de 20000 lb/in² (140 Mpa) y temperaturas desde las criogénicas hasta
1500 °F.
La palabra flujo expresa el movimiento de un fluido, pero también significa
para nosotros la cantidad total de fluido que ha pasado por una sección de terminada de
un conducto. Caudal es el flujo por unidad de tiempo; es decir, la cantidad de fluido que
circula por una sección determinada del conducto en la unidad de tiempo.
Válvulas de Control
La válvula automática de control generalmente constituye el último elemento en un
lazo de control instalado en la línea de proceso y se comporta como un orificio cuya
sección de paso varia continuamente con la finalidad de controlar un caudal en una
forma determinada.
Partes de la válvula de control
Las válvulas de control constan básicamente de dos partes que son: la parte motriz o
actuador y el cuerpo.
Actuador.- El actuador también llamado accionador o motor, puede ser
neumático, eléctrico o hidráulico. Los actuadores neumáticos constan básicamente de un
diafragma, un vástago y un resorte tal como se muestra en la figura 1. Lo que se busca en un
actuador de tipo neumático es que cada valor de la presión recibida por la válvula
corresponda una posición determinada del vástago. Teniendo en cuenta que la gama usual
de presión es de 3 a 15 lbs/pulg² en la mayoría de los actuadores se selecciona el área
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del diafragma y la constante del resorte de tal manera que un cambio de presión de 12
lbs/pulg², produzca un desplazamiento del vástago igual al 100% del total de la carrera.
Actuador de una válvula de control
Cuerpo de la válvula.- Este esta provisto de un tapón, los asientos del mismo y
una serie de accesorios. La unión entre la válvula y la tubería puede hacerse por medio de
bridas soldadas o roscadas directamente a la misma. El tapón es el encargado de
controlar la cantidad de fluido que pasa a través de la válvula y puede accionar en la
dirección de su propio eje mediante un movimiento angular. Esta unido por medio de
un vástago al actuador.
CATEGORÍA DE LAS VÁLVULAS
Todos los tipos de válvulas recaen en nueve categorías:
1. Válvulas de compuerta
2. Válvulas de globo
3. Válvulas de bola
4. Válvulas de mariposa
5. Válvulas de apriete
6. Válvulas de diafragma
7. Válvulas de macho
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8. Válvulas de retención
9. Válvulas de desahogo (alivio)
Válvulas de compuerta
La válvula de compuerta es de vueltas múltiples, en la cual se
cierra el orificio con un disco vertical de cara plana que se desliza en
ángulos rectos sobre el asiento.
Recomendada para
Servicio con apertura total o cierre total, sin estrangulación.
Para uso poco frecuente.
Para resistencia mínima a la circulación.
Para mínimas cantidades de fluido o liquido atrapado en la tubería.
Aplicaciones
Servicio general, aceites y petróleo, gas, aire, pastas semilíquidas, liquidos espesos, vapor,
gases y liquidos no condensables, liquidos corrosivos.
Válvulas de macho
La válvula de macho es de ¼ de vuelta, que controla la
circulación por medio de un macho cilíndrico o cónico que tiene un
agujero en el centro, que se puede mover de la posición abierta a la
cerrada mediante un giro de 90°.
Recomendada para
Servicio con apertura total o cierre total.
Para accionamiento frecuente.
Para baja caída de presión a través a través de la válvula.
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Para resistencia mínima a la circulación.
Para cantidad mínima de fluido atrapado en la tubería.
Aplicaciones
Servicio general, pastas semilíquidas, liquidos, vapores, gases, corrosivos.
Ventaja
s
Desventajas
• Alta capacidad.
• Bajo costo.
• Cierre hermético.
• Funcionamiento
rápido
• Requiere alta torsión (par) para accionarla.
• Desgaste del asiento.
• Cavitación con baja caída de presión.
Válvulas de globo
Una válvula de globo es de vueltas múltiples, en la cual el cierre se logra
por medio de un disco o tapón que cierra o corta el paso del fluido en un
asiento que suele estar paralelo con la circulación en la tubería (Fig. 4).
Recomendada para
Estrangulación o regulación de circulación.
Para accionamiento frecuente.
Para corte positivo de gases o aire.
Cuando es aceptable cierta resistencia a la circulación.
Aplicaciones
Servicio general, liquidos, vapores, gases, corrosivos, pastas semilíquidas.
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Válvulas de bola
Las válvulas de bola son de ¼ de vuelta, en las cuales una
bola taladrada gira entre asientos elásticos, lo cual permite la
circulación directa en la posición abierta y corta el paso
cuando se gira la bola 90° y cierra el conducto (fig. 5).
Recomendada para
Para servicio de conducción y corte, sin estrangulación.
Cuando se requiere apertura rápida.
Para temperaturas moderadas.
Cuando se necesita resistencia mínima a la circulación.
Aplicaciones
Servicio general, altas temperaturas, pastas semilíquidas.
Ventaja Desventaja
• Bajo costo.
• Alta capacidad.
• Corte bidireccional.
• Circulación en línea recta.
• Pocas fugas.
• Se limpia por sí sola.
• Poco mantenimiento.
• No requiere lubricación.
• Tamaño compacto.
• Cierre hermético con baja
torsión
(par).
• Características deficientes
para estrangulación.
• Alta torsión para accionarla.
• Susceptible al desgaste de
sellos o empaquetaduras.
• Propensa a la cavitación.
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Válvulas de mariposa
La válvula de mariposa es de ¼ de vuelta y controla la circulación por
medio de un disco circular, con el eje de su orificio en ángulos rectos con
el sentido de la circulación (fig. 6).
Recomendada para
Servicio con apertura total o cierre total.
Servicio con estrangulación.
Para accionamiento frecuente.
Cuando se requiere corte positivo para gases o liquidos.
Cuando solo se permite un minimo de fluido atrapado en la tubería.
Para baja caída de presión a través de la válvula.
Aplicaciones
Servicio general, liquidos, gases, pastas semilíquidas, liquidos con solidos en suspensión.
Ventajas Desventajas
• Ligera de peso, compacta, bajo costo.
• Requiere poco mantenimiento.
• Numero mínimo de piezas móviles.
• No tiene bolas o cavidades.
• Alta capacidad.
• Circulación en línea recta.
• Se limpia por sí sola.
• Alta torsión (par) para accionarla.
• Capacidad limitada para caída de presión.
• Propensa a la cavitación.
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Válvulas de diafragma
Las válvulas de diafragma son de vueltas múltiples y efectúan el
cierre por medio de un diafragma flexible sujeto a un compresor.
Cuando el vástago de la válvula hace descender el compresor, el
diafragma produce sellamiento y corta la circulación (fig. 7).
Recomendada para
Servicio con apertura total o cierre total.
Para servicio de estrangulación.
Para servicio con bajas presiones de operación.
Aplicaciones
Fluidos corrosivos, materiales pegajosos o viscosos, pastas semilíquidas fibrosas, lodos,
alimentos, productos farmacéuticos.
Ventajas Desventajas
• Bajo costo.
• No tienen empaquetaduras.
• No hay posibilidad de fugas por
el vástago.
• Inmune a los problemas de
obstrucción, corrosión o formación
de gomas en los productos que
circulan.
• Diafragma susceptible de desgaste.
• Elevada torsión al cerrar con la
tubería llena.
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Válvulas de apriete
La válvula de apriete es de vueltas múltiples y efectúa el cierre por
medio de uno o más elementos flexibles, como diafragmas o tubos de
caucho que se pueden apretar u oprimir entre sí para cortar la
circulación (Fig. 8).
Recomendada para
Servicio de apertura y cierre.
Servicio de estrangulación.
Para temperaturas moderadas.
Cuando hay baja caída de presión a través de la válvula.
Para servicios que requieren poco mantenimiento.
Aplicaciones
Pastas semilíquidas, lodos y pastas de minas, liquidos con grandes cantidades de solidos en
suspensión, sistemas para conducción neumática de solidos, servicio de alimentos.
Ventajas Desventajas
• Bajo costo.
• Poco mantenimiento.
• No hay obstrucciones o bolsas
internas que la obstruyan.
• Diseño sencillo.
• No corrosiva y resistente a la abrasión
• Aplicación limitada para vació.
• Difícil de determinar el tamaño.
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Válvulas de retención (check) y de desahogo (alivio)
Hay dos categorías de válvulas y son para uso específico, más bien que para servicio
general:
1. Válvulas de retención (check)
2. Válvulas de desahogo (alivio).
Al contrario de los otros tipos descritos, son válvulas de accionamiento automático,
funcionan sin controles externos y dependen para su funcionamiento de sentido de
circulación o de las presiones en el sistema de tubería. Como ambos tipos se utilizan en
combinación con válvulas de control de circulación, la selección de la válvula, con
frecuencia, se hace sobre la base de las condiciones para seleccionar la válvula de
control de circulación.
Válvulas de retención (check)
La válvula de retención está destinada a impedir una inversión de la circulación. La
circulación del líquido en el sentido deseado abre la válvula; al invertirse la circulación se
cierra.
Hay tres tipos básicos de válvulas de retención:
1. Válvulas de retención de columpio
2. Válvulas de elevación
3. Válvulas de mariposa.
Válvulas de retención del columpio.
Esta valvula tiene un disco embisagrado o de chamela que se abre por completo con la presión
en la tubería y se cierra cuando se interrumpe la presión y empieza la circulación inversa. Hay
dos diseños: uno en “Y” que tiene una abertura de acceso en el cuerpo para el esmerilado fácil
del disco sin desmontar la valvula de la tubería y un tipo de circulación en línea recta que tiene
anillos de asiento reemplazables.
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Válvulas de retención de elevación
Una válvula de retención de elevación es similar a la válvula de globo, excepto que el
disco se eleva con la presión normal e la tubería y se cierra por gravedad y la
circulación inversa.
Válvula de retención de mariposa
Una válvula de retención de mariposa tiene un disco dividido embisagrado en un eje en el
centro del disco, de modo que un sello flexible sujeto al disco este a 45° con el cuerpo de la
válvula, cuando esta se encuentra cerrada. Luego, el disco solo se mueve una distancia corta
desde el cuerpo hacia el centro de la válvula para abrir por completo.
Válvulas de desahogo (alivio)
Una válvula de desahogo (fig. 9) es de acción automática para tener regulación
automática de la presión. El uso principal de esta válvula es para servicio no
comprimible y se abre con lentitud conforme aumenta la presión para regularla.
La válvula de seguridad es similar a la válvula de desahogo y se abre con rapidez con
un “salto” para descargar la presión excesiva ocasionada por gases o líquidos
comprimibles. El tamaño de las válvulas de desahogo es muy importante y se determina
mediante formulas especificas.
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ASPECTOS DE SEGURIDAD
Por su propia seguridad le rogamos leer con atención y observar estrictamente las siguientes
normas de seguridad:
1. El uso de Elementos de Protección Personal (botas, casco, gafas, tapones de
oído, guantes, etc) es obligatorio en los pozos, instalaciones de procesos y lugares
donde se requiera.
2. Está estrictamente prohibido fumar en pozos e instalaciones de proceso.
3. No está permitido tocar, operar ó manipular instrumentos y equipos sin autorización
expresa del Jefe de Campo ó Operador de Área.
4. No podrá realizar ningún trabajo sin el previo Permiso y Análisis de Riesgo
respectivo.
5. En caso de presentarse una emergencia debe dirigirse caminando, en Compañía del
Operador de Área, al Punto de Reunión más adecuado para esperar instrucciones (ver
plano adjunto).
6. Sí tiene consultas, observaciones ó sugerencias, le agradeceremos informarnos.
Para el efecto, puede utilizar el “buzón de seguridad” disponible.
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PLANO DE UBICACIÓN PLNATA CARRASCO
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