2.Planta Carrasco

Universidad Mayor de San Andrés Practicas Profesionales Ingeniería PetroleraCAPITULO II Planta de procesamiento de Gas Natural – Campo Carrasco 1. INTRODUCCIÓN.- Este capítulo cuenta con el desarrollo de las Prácticas de Campo en la “Planta Procesadora de Gas – Carrasco”, esta es una planta que recibe la producción de tres campos, los cuales producen específicamente Gas/Condensado; estos son El Campo Carrasco, Kanata y Bulo Bulo, este ultimo actualmente cuenta con pozos recientemente perforados y que serán explotados por Chaco; estos tres campos respectivamente se encuentran ubicados en el Bloque Chimore I, en el departamento de Cochabamba. En la Planta se desarrollan procesos para la obtención de gas natural residual o seco y productos terminados, tales como el GLP, gasolina natural y condensado, todos estos a partir del gas rico que se extrae de los yacimientos existentes en estos campos. A continuación veremos la información teórica y técnica en el Proceso Productivo como de las operaciones que se llevan a cabo dentro de sus instalaciones. 2. UBICACIÓN La Planta Procesadora de Gas Carrasco se encuentra ubicada en la Provincia del mismo nombre del departamento de Cochabamba, en la región tropical del departamento (conocida como el “Chapare”), a 174 Km. al Este de la ciudad de Cochabamba y a 230 Km. de la ciudad de Santa Cruz. La parte central del campo se encuentra aproximadamente a una altura de 320 m sobre el nivel del mar y a una presión atmosférica de 14.05 PSI. La Planta se encuentra a 7 Km. del pueblo de Entre Ríos por donde pasa la carretera asfaltada. El acceso a la Planta está habilitado todo el año, mediante un camino ripiado que se desprende de la carretera asfaltada que une el departamento de Santa Cruz con el departamento de Cochabamba. Por otro lado, el campamento también se encuentra ubicado dentro de la misma planta, pero distribuido adecuadamente para el descanso de los operadores y trabajadores, este cuenta con los servicios básicos y también con sectores para recreación. Luddy Pilar Huarcacho Huarachi 1 Universidad Mayor de San Andrés Practicas Profesionales Ingeniería Petrolera En la figura se observa el Mapa direccional de la Planta, desde la ciudad de Santa Cruz. M A P A D IR E C C IO N A L S Z C -C R C -B B L 1 91 K M . 4K M . R IO B LA N C O UMOPAR 18 1K M . 4K M. 1 69K M . 8K M. P U E R T O G R E T H LE L (U M O P A R ) H 19 6K M . 1K M . P LA N T A C A R R A S C O R IO 2 06 K M . IZO Z O G 6K M . B U LO B U LO 19 5K M . 14 K M . B A T E R IA B U LO B U LO 1 08K M . 120K M . 9K M . 2K M. R IO Y A P A C A N SI A N C A R L O S R IO S A N M I G U E L IT O 84 K M . 3K M . R I O P A L O M E T IL L A 8 1K M . 3K M . B U E N A V IS T A 9 9K M . 1 5K M . CRUCE SANTA ROSA 78KM. 13KM. C O C H A B A M B A E N T R E R IO S 2 00 K M . 4K M . R IO IC H O A R IO 19 5K M . H O N D O 4K M . 187K M . 6K M . R IO IC H I L O 17 7K M . 8K M . 6 ta . T R A N C A 1 61 K M . 35K M . 4 ta . T R A N C A 1 14 K M . S A N T A F E / 5 ta . T R A N C A 7K M. 11 8K M . 4K M . S A N T A R O S A P O R T A C H U E LO 65 K M . 7K M . P U E N T E E IS E N H O W E R 5 8K M . 4K M . 5 4K M . 7K M. 3 ra. T R A N C A CO CHA BA M BA 43 K M . 16 K M . 2 da . T R A N C A M ON T E R O 4 7K M . 4K M . WA R N E S 2 7K M . 1 1K M . I N F O R M A C IO N C A P IT A L D E D E P A R T A M E N T O L O C A L ID A D E S P O B L A D A S M A S IM P O R T A N T E S P U N T O D E LO C A LIZ A C IO N D I S T A N C IA E X IS T E N T E E N K M . 1 6K M 3K M . 1 ra . T R A N C A A E R OP U E R T O V I R U V IR U 1 3K M . 1 3K M . D IFE R E N C IA D E D I S T A N C IA D E U N P U N T O A O T R O T R A N C A S C A R R E T E R A S P A V IM E N T A D A S C A R R E T E R A S D E R I P I O O T IE R R A P U E N T E SA NTA CRU Z N W E S S A N T A C R U Z kM . 0 A E R OP U E R T O R IO C A M P O , B A T E R IA y P LA N T A H L IM IT E D E D E P A R T A M E N T O H E LIP U E R T O Luddy Pilar Huarcacho Huarachi 2 Universidad Mayor de San Andrés Practicas Profesionales Ingeniería Petrolera 3. GENERALIDADES DE LOS CAMPOS PRODUCTORES 4.1. CAMPO CARRASCO El campo carrasco fue descubierto en 1991, mediante la perforación del pozo exploratorio CRC-X1, que alcanzo la profundidad de 4770 m. Habiéndose comprobado la existencia de formaciones que contienen importantes volúmenes de gas y condensado, en las formaciones Devónico, se perforaron nuevos pozos. Inicialmente se explotó por agotamiento natural. A partir del 2.002 se inyecta gas a la formación. Se perforaron 12 pozos, 11 productores de petróleo y uno como Inyector de Agua de formación, muchos de ellos se ahogaron por elevado corte de agua de formación y actualmente se encuentran cerrados o intervenidos. La profundidad media es 4750 m. Formaciones productoras: Roboré I y II, Petaca y Yantata. Actualmente producen el CRC-7 y CRC-11.También se tiene el campo Carrasco Foot Wall, en este campo se tienen los siguientes pozos: CRC FW-1, CRC FW-2 y CRC FW-3 los cuales presentan daño a la formación debido a varias operaciones de reacondicionamiento (PerforacionTerminación); Inyector de agua: CRC-2 y CRC-12W. La producción media actual es, petróleo: 526 BPD, Gas: 9.5 MMPCD, Agua: 491 BPD. En la era de Y.P.F.B. se perforaron 10 pozos; de los cuales al pasar a manos de Chaco después de la Capitalización se encontraban 3 cerrados y 7 en producción de las formaciones Devonico, arenisca Robore I, Robore II y Yantata. 4.2. CAMPO BULO BULO El Campo Bulo Bulo es considerado uno de los reservorios estratégicos. El desarrollo de este campo se inició exitosamente durante el segundo semestre de 1998 con la perforación del pozo direccional BBL – 9, que alcanzó una profundidad de 5650 metros. Este pozo, en sus dos etapas de desarrollo y de exploración, completó la delineación de los reservorios Roboré I y Robore II, extendiéndose al reservorio Roboré III. En mayo del 2000 se inició la producción en el pozo Bulo Bulo 3, el mismo que comenzó aportando un volumen superior a los 600 barriles diarios de líquidos y 15 millones de pies cúbicos día de gas natural. A principios del 2001 el campo Bulo Bulo entró en pleno, funcionando con una producción aproximada de 1800 barriles y 40 millones de pies cúbicos de gas natural, con lo que se elevó el procesamiento de gas en la planta Criogénica de Carrasco hasta su capacidad máxima, es decir 70 millones de pies cúbicos por día. El Campo Bulo Bulo se explota por agotamiento natural; este campo se encuentra a unos 45 Km. de la Planta Carrasco, de donde el pozo a mayor distancia es el Pozo BBL-8; que esta situado a 47 Km. de la Planta Procesadora de Gas. Toda la producción del Campo converge al Manifold; este no es más que un colector de pozos donde se encuentra el Separador V-100; en el cual se realizan las pruebas de producción respectivas; para luego ser transportado hasta CRC por una cañería de 12” de 28 Km de longitud. La producción desde el Manifold llega hasta Carrasco previamente pasando por el Slug Catcher y los separadores respectivos para luego incorporarse a la producción de Bulo Bulo en las instalaciones de la planta Carrasco. Todo este sistema es controlado desde el DCS de Carrasco. Luddy Pilar Huarcacho Huarachi 3 Universidad Mayor de San Andrés Practicas Profesionales Ingeniería Petrolera En la actualidad son solo 7 pozos productores en el Campo Bulo Bulo uno de ellos con doble terminación; estos son el BBL-2, BBL-3; BBL-8, BBL-9, y el BBL-11LC, BBL-11LL (ahogado), BBL-13, BBL-14LC y BBL-14LL. Las formaciones productoras son Roboré I y III. Sin embargo, actualmente se tiene en perforación el BBL-10, el cual se espera aporte con 10 MMPCD de gas. La producción media actual es, petróleo: 1493 BPD, Gas: 49.5 MMPCD, Agua: 449 BPD, GLP: 225.8 MCD, Gasolina: 320 BPD. 4.3. CAMPO KANATA En 1997, información sísmica de la zona Chimore I (sísmica 2D) fue reprocesada y reinterpretada por YPFB CHACO S.A., Como parte de los trabajos llegando a definirse con mejor claridad la configuración estructural del Anticlinal de Kanata, producto de este estudio se logra proponer la perforación de un pozo exploratorio denominado Pozo KNT–X1, el cual tiene la finalidad de investigar los reservorios de las formaciones Petaca (Terciario) y Yantata (Cretácico). De esta manera se perforo el Pozo KNT-X1 llegando a una profundidad final de 4050 m. con los cuales se alcanzo parte superior de la Formación Ichoa, entrando de esta manera a las reservas hidrocarburíferas de los reservorios Petaca y Yantata. Inmediatamente a la perforación el pozo ingreso a producción en la Planta Carrasco. El fluido se transporta mediante una cañería de 3”, de aproximadamente 6.5 Km. llegando hasta el colector de Carrasco. Actualmente al campo Kanata cuenta con la siguiente distribución: Kanata Norte, con 3 pozos; Kanata Sur, con 2 pozos; Kanata este con un pozo y el Kanata Foot Wall, con 2 pozos. La producción media actual es, Petróleo: 326 BPD, Gas: 8.5 MMPCD, Agua: 83 BPD, GLP: 64.3 MCD, Gasolina: 78 BPD. Luddy Pilar Huarcacho Huarachi 4 Sistemas de Deshidratación. en un área aproximadamente de 22. La Planta de Procesos esta instalada en la parte más alta (topográficamente) del campo. Salas de Recreación y deportes. en el límite nor-este en el cual se hospedan personal de COBEE. donde se hospedan el personal de YPFB CHACO y TRANSREDES. el mismo presenta una Sala de Recreación. Visitantes y personal de YPFB CHACO. se encuentra el Campamento Nº 1. Sistemas de Almacenamiento de condensado y otros sistemas auxiliares para un buen procesamiento del gas natural. Portería. En la parte oeste se tiene el Área de Almacenamiento y Carguío de GLP a cisternas. Planta de Amina. Sistemas de Colección. para al Gasoducto y a Pozos Inyectores. Luddy Pilar Huarcacho Huarachi 5 . Se incluye en éstas instalaciones la Planta Criogénica. además de los tanques de almacenamiento y bomba de inyección de agua de formación al Pozo CRC-12W. El Campamento Nº 2 se encuentra próximo a la Planta. Sistemas de Separación. Al Sur se tiene el Slug Catcher de Bulo Bulo. la planta dispone de 2 campamentos: aproximadamente a 300 m. Son 14 tanques horizontales. de 100 MC cada uno. INSTALACIONES Dentro de la Instalaciones.². la planta de amina esta ubicada en el área sur-este de la misma planta.000 m. Sistemas de Compresión de Gas Residual. Sanidad. allí se encuentra el Comedor.Universidad Mayor de San Andrés Practicas Profesionales Ingeniería Petrolera 4. produce hidrocarburos líquidos. EMPRESAS DE SERVICIOS Dentro de las instalaciones se encuentran operando otras Empresas. PRODUCTOS La planta procesadora de Gas Carrasco procesa Gas Natural. la Planta Termoeléctrica la cual recibe parte del gas residual que procesa Chaco. Luddy Pilar Huarcacho Huarachi 6 . CIS Catering. La gasolina natural es recuperada del procesamiento del gas natural en la Planta Criogénica. y como productos secundarios. 6.Universidad Mayor de San Andrés Practicas Profesionales Ingeniería Petrolera 5. Empresas de Servicios que trabajan para YPFB Chaco. equipo e instalaciones propias. tal es el caso de Nuevo Cero Dragón. con personal. y el Condensado es separado físicamente del Gas Húmedo en el Área de Separación. Por último también se encuentran otras empresas. el Condensado y la Gasolina Natural. Existe también operando en las Instalaciones de la Planta Carrasco. tales como el GLP o Gas Licuado de Petróleo. CARACTERIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN 8.1. es entregado también para su posterior bombeo a Santa Cruz (Refinería de Palmasola). tanto el condensado como la Gasolina Natural se juntan y se almacenan en los tanques de almacenamiento. etc. el cual es pre-tratado antes de ser reinyectado a la formación. una de estas empresas es YPFB TRANSPORTES la cual se encarga de recibir el gas residual y el condensado que produce y procesa YPFB Chaco y que inyecta al gasoducto de Alta. Otro líquido producto de la separación de los fluidos de pozo es el Agua. para que YPFB TRANSPORTES se encargue de transportar el Gas al Brasil(en el caso del gas seco) y por otro lado el Condensado y la Gasolina Natural procesado y estabilizado por YPFB Chaco. PROCESO PRODUCTIVO DEL GAS. PRODUCCIÓN PROMEDIO DE LA PLANTA CARRASCO PRODUCTO/CAMPO Gas (MPCD) Petróleo (BPD) Gasolina Natural (BPD) GLP (MCD) Agua (BPD) Fuente: Elaboración Propia CARRASCO 12931 418 45 98 647 BULO BULO 98624 3097 160. PROCESO PRODUCTIVO La planta procesadora de gas natural Carrasco tiene una capacidad para procesar 80 MMSCFD. B.2. A continuación en la siguiente tabla se observa la producción promedio de los distintos productos que se elaboran en la Planta. almacena y mide en tanques. en pozos como el CRC-12W. C. esto mediante dos procesos.Universidad Mayor de San Andrés Practicas Profesionales Ingeniería Petrolera A. El gas proveniente de los separadores se acondiciona primeramente en una Planta de Amina con capacidad de 70 MMPCD. la cual cuenta con los siguientes Sistemas de producción: • Sistemas de Recolección • Sistema de Separación Luddy Pilar Huarcacho Huarachi 7 . PROCESO DE TRATAMIENTO DEL AGUA DE FORMACIÓN. Una parte de éste gas es inyectado a los Pozos para el proceso de GLS. El agua de formación producto de la separación es recolectada en la piscina API. con el objetivo de eliminar el CO2. También producto del proceso del gas natural este es almacenado. esto con el objeto de cumplir las especificaciones para el gas de venta. medido y transportado mediante camiones cisternas a los centros de consumo del país. Producto del proceso del gas natural se obtiene la gasolina natural que junto a la producción del condensado. todo esto de acuerdo a la fiscalización de YPFB TRANSPORTES para luego ser transportado a Santa Cruz a la correspondiente refinería. filtrada.6 468 183 KANATA 8600 1360 0 0 8 8. tratada con los correspondientes compuestos químicos para luego almacenarla y re-inyectarla a la formación. Posteriormente el Gas se deshidrata. se estabiliza. PROCESO DE CARGUÍO DE GLP. PROCESO PRODUCTIVO DE CONDENSADO Y GASOLINA NATURAL. quien lo transporta hacia los centros de consumo nacional ó internacional. D. un proceso químico (Absorción) y un proceso físico (Adsorción) luego se extraen los componentes licuables (Gasolina natural y GLP) en una Planta Criogénica de 70 MMPCD de Capacidad. para posteriormente El gas Residual ser entregado a las Termoeléctricas de Valle Hermoso y de Bulo Bulo y al Gasoducto de Alta al Brasil. 1. el primero muestra en bloques que muestra el proceso completo en la planta procesadora de gas y el otro que muestra un plano de las instalaciones y equipos con las que cuenta la planta procesadora. SLUG CATCHER BUL O BUL O CARRAS CO KA NA TA RECOLECTOR SEPARACIÓN DE BAJA ESTABILIZACIÓN CONDENSADO COMPRESIÓN DE BAJA SISTEMAS DE DESHIDRATACIÓN SEPARACIÓN DE ALTA PLANTA DE AMINA DEETANIZADORA SISTEMA CRIOGÉNICO COMPRESIÓN ALTA DESBUTANIZADORA TRATAMIENTO DE AGUA DE FORMACIÓN ALMACENAMIENTO DE CONDENSADO ALMACENAMIENTO DE GLP GAS RESIDUAL A GASODUCTO Y TERMOELÉCTRICAS Luddy Pilar Huarcacho Huarachi 8 . DIAGRAMA DE BLOQUES Y PROCESO DE LA PLANTA CARRASCO A continuación tenemos dos diagramas.Universidad Mayor de San Andrés Practicas Profesionales Ingeniería Petrolera • Sistema de Remoción de CO2 ( Planta de Amina) • Sistema de Deshidratación por Glicol • Sistema de Deshidratación por Cribas Moleculares.2. • Sistema de Fraccionamiento Planta Criogénica (Turbo Expansor) • Sistema de Almacenamiento y Entrega de Productos • Sistema de Estabilización de Condensado • Sistema de Inyección de Agua • Sistema de Inyección de Gas 8. =3 e i n0y M M spcd 7.-P la n ta a G a s =5 o d0 uM c to M spcd 1 1.-K N 1= T 4. SISTEMA DE RECOLECCIÓN (POZOS Y COLECTORES) 8.-B B L a R .6 M M s p c d 3.Universidad Mayor de San Andrés Practicas Profesionales Ingeniería Petrolera 1.-B B L a C .6 n ta M M s pc d 9. POZOS Luddy Pilar Huarcacho Huarachi 2 . y P la n ta R em oc ion CO 2 7 6 2" P IC 6" V a lle H e rm o s o Q uema do r 6" 3" P RUE BA P IC 9 660 p s ig F IQ 1er a .5 M M s p c d G A S O L IN A 2 5 0p s i g TK M a n i fo l d P r o d u c c i ó n T e s t M a n i fo l d C o m p re s o# r 5b a ja BBL V-0 3 5 0 0p s i g T o r r e E s t a b iliz a d o r a T es t K N -N T V-0 2 V-0 4 K N _N T COMP RE S OR D E B A JA C R -3 C C R -4 C C R -6 C C R -7 C C R -8 C C R -1 C1 K N -TX1 3" 6" C R -C 1 T o r r e E s t a b iliz a d o r a K N -S T K N -S T P rueba KN T KAN ATA 6" K N -IN T T 8.a e ta p a 1 5M M S P D C 9 0 0p s i g 1200 p s ig 6" 4 F IC " COBE E S e p a ra d o r F iltr o 1 1 8 p0 s ig 2" 559 p s ig SD V 1" SDV C om pr es or 4 12 M M S P CD 20 mmspcd FLA R E P IC R e i n y e c c ió n 4 500 ps ig P IC CR1 C F la r e C o m p re s o r d e I n t e r m e d ia CRC 5 V-0 8 3 0m m s p c d 0.=r8io 5M M s p c d 6.-C R C a P=1 l a 6.-P la n ta a C O B E E .5 M M S P C D C o m p re s o# r 5b a ja 9 .3.1.-A P la n :B taB = L5 5M M s p +C c dR =1 C 6.=1 o7 R MeM in s ypc d R E SE R VA R E SE R VA 2 0M M s p-c1d4 0 0 ps ig P IC 2 0M M s p -1c4d3 0 p s ig 10 7 0M M S P C D N O M IN A D O 1 4 0p 0 s ig GASODU CTO P IC F l a re 9 7 0p s i g P la n t a de P ro c e s o s 4 2 5p s i g 3" 1 5 M M sp c d 9 0 0 p s ig 1 4 2p 0 s ig 6 7M M S C F D KN T -2 KN T-3 KN T -1 KN T-4 FE P l a n ta D es g a -so li n a d o 2" TE A V 05 2" 2" 11 TE G P R O D U C C IO N TEG D e h.-B B =1 L 0 5M M s p c d.6 M M s pc d 8.3.-C R =C1 6.-C O B E =1E 6M M s p c d 1 0. m a x 4.-B B L a =2 D0 PM M s p c d 5.5 M M s p c d 1 0 0p s ig D E TO R R E E S T A B IL IZ A D O R A HANOVE R B u lo B u lo S l u g c a tc h e r 3 BBL P IC 4 5 0p s i g 2 F la r e P r o d u c c ió n BBL V-4 0 0 P r o d u c c ió n CRC V-0 1 1 F la r e Q uem ador P r ueb a KN T 8 V-0 7 0. e ta p a 2 5 0p s ig 2 n d .9 M M s p+cK d N 2=9 T M M s pc d 2.1 M M S P C D T o r r e E s t a b iliz a d o r a 2. Bulo Bulo y Kanata.02 CFW . el campo Kanata Norte tiene 3 pozos el KNN-1. Carrasco Foot Wall CFW. Sin embargo también se tiene al CRC-12W y CRC-2W que sirven para inyección de agua.14 LL ANTES Productor Productor Productor Productor Productor Productor Productor Productor Productor AHORA Productor Productor Productor Productor Productor Productor Productor Productor Productor FORMACIÓN Cajones Roboré I Roboré I Roboré III Roboré I y III Roboré I y III Yantata Cajones Yantata Fuente: Elaboración Propia El campo Kanata Sur se tiene el pozo KNT-4H.11 LL BBL . el BBL-13 y el BBL-14LC y BBL-14LL (pozos nuevos).11 LC BBL . campo Kanata Sur KNT. en el campo Kanata Foot Wall se tiene el pozo KFW-1 de baja presión (con instalación de GLS) y el KFW-2 (de intermedia). ESTADO DE LOS POZOS E N EL CAMPO CARRASCO POZO CRC . Kanata Norte KNN. KNN 3c (intermedia) y el KNN-4H.X2 CRC .03 BBL . BBL-3. BBL-8. el campo Kanata es el último Campo en integrarse a la Producción de la Planta Carrasco.X7 CRC . CFW-2 y CFW-3.02 BBL . además de producir del campo Carrasco Foot Wall el que cuenta con los pozos CFW-1.08 BBL .01 CFW . El campo Kanata Este tiene dos pozos el KNE-1 de muy baja presión (separado a 140 psi) y el KNE-2 que fue improductivo. Sin embargo actualmente se realiza la perforación del pozo BBL-10.03 ANTE S Reinyección Agua P roductor P roductor Reinyección Agua P roductor P roductor P roductor AHORA Reinyección Agua P roductor P roductor Reinyección Agua P roductor P roductor P roductor Petaca Yantata Yantata FORMACIÓN Yantata-Roboré I Roboré I y III Roboré I y III Fuente: E laboración P ropia El campo Bulo Bulo es un campo que tiene pozos de intermedia existe el BBL-2.13 BBL . actualmente cuenta con los siguientes pozos: Luddy Pilar Huarcacho Huarachi 10 . BBL-11LC y BBL-11LL (ahogado).X12 CFW . el campo Kanata Foot Wall KFW el campo Kanata este KNE y el campo Bulo Bulo.X11 CRC .09 BBL . el cual pronto formará parte del campo.Universidad Mayor de San Andrés Practicas Profesionales Ingeniería Petrolera El gas para proceso proviene de los campos Carrasco. Actualmente en el campo Carrasco solo se cuenta con los pozos CRC-7 y CRC-11.14 LC BBL . actualmente se tiene los campos Carrasco CRC. ESTADO DE LOS POZOS EN EL CAMPO BULO BULO POZO BBL . El objetivo de los equipos superficiales es el de controlar la circulación de los fluidos que salen desde el fondo de pozo con presiones y caudales programados y orientados hacia los sistemas de circulación superficial. niples.01 ANTES Productor Productor Productor Productor Productor Productor Productor Productor AHORA Productor P roductor P roductor P roductor P roductor P roductor P roductor P roductor FORMACIÓN Petaca Petaca Yantata Yantata Yantata Petaca Petaca Fuente: Elaboración Propia Cada pozo entra en prueba de producción dos veces por mes para conocer su comportamiento en cuanto a producción de gas.X1 KNN .1.2.3. Baterías de separación gas petróleo utilizadas en campos petrolíferos y de gas y condensado. arrastre de arena.2. agua. Sus funciones principales son: a) Facilitar a través de los colgadores la instalación del tubing de producción de acuerdo al tipo de terminación programada. En este recorrido diario se va a tomar lecturas de las presiones de cada pozo que esta en producción y los de prueba. Luddy Pilar Huarcacho Huarachi 11 . Los equipos superficiales están básicamente constituidos por los siguientes componentes: a) b) c) d) e) f) Árbol de Navidad o cabezales de pozo. Líneas de flujo que son líneas de recolección y las líneas de descarga. adaptadores y los colgadores de tuberías para permitir la circulación controlada de los fluidos de pozo. Estrangulador de flujo o choque superficial. También se cuenta con un sistema de tratamiento e inyección de agua.3.X1 KNT .4H KNT .02 KNE .4H KFW . petróleo. ensamblados sobre las cabezas de las cañerías guía intermedia y de revestimiento a través de accesorios mecánicos e hidráulicos tales como las cabezas. se realizarán cambios del número de choque para mejorar la producción.01 KFW . 8. EQUIPOS SUPERFICIALES DE PRODUCCIÓN Los equipos superficiales para el control de producción de pozos gasíferos y petrolíferos son instalados y ensamblados en boca de pozo una vez concluida la instalación de los equipos subsuperficiales. g) Plantas de gas para yacimientos gasíferos. Sistema de Seguridad Hibbs. 8.X3 KNN .Universidad Mayor de San Andrés Practicas Profesionales Ingeniería Petrolera ESTADO DE LOS POZOS EN EL CAMPO KANATA POZO KNN . hasta los separadores gas petróleo. Manifold de control. CABEZAL DE POZO Son denominados también como válvulas de surgencia instalados en boca de pozo. las bridas. y sobre la base de las pruebas. o niveles combinados entre gasíferos y petrolíferos. Existen dos tipos de choke: Luddy Pilar Huarcacho Huarachi 12 .4H KFW .2. en la siguiente gráfica observamos las características que tienen cada uno de los cabezales y también su origen de procedencia: POZOS PRODUCTORES CK 34 40 30 24 20 20 24 16 18 40 24 12 Libre P surg 540 560 220 1500 1270 390 720 1270 1550 280 267 780 190 P linea 470 490 190 770 760 220 500 500 490 270 210 505 160 Cameron 3 1/8" Cameron 2 9/16" MMA 2 1/16" MMA 2 1/16" MMA 3 1/16" Cameron 3 1/16" MMA 3 1/8" Cameron 3 1/8" Cameron MMA 3 1/8" CABEZAL Cameron 3 1/8" Cameron 3 1/8" CARRASCO CRC . c) Soportar las velocidades y presiones de circulación de petróleo o gas por la tubería.X3 KANATA KNN . CLASIFICACIÓN DE LOS ÁRBOLES DE NAVIDAD.02 KNE .3. La clasificación esta basada en las normas API que toma como base las características y especificaciones técnicas de los cabezales de pozo clasificándolos en los siguientes tipos: a) Árbol de Navidad para terminación simple.14 LC BBL .01 CFW .11 LC BBL .4H KNT . Que están constituidos por los cabezales de tubería para instalar dos columnas de producción y explotar simultáneamente dos niveles que pueden ser arenas de baja. amagos de descontrol en la etapa de producción o cuando se presenta reventamientos de cañería en cualquier nivel encima del productor.X1 KNN .14 LL Fuente: Elaboración Propia 8.01 KFW .02 CFW . los dos niveles gasíferos o petrolíferos.X7 CRC . mediana o alta presión.08 BBL .01 BBL .03 KNN .02 BBL . Considerando lo anterior.X11 CFW .2.3. e) Soportar todos los esfuerzos de tensión y compresión de las tuberías por efecto de las variaciones de temperatura en el pozo.Universidad Mayor de San Andrés Practicas Profesionales Ingeniería Petrolera b) Soportar el efecto de las presiones en el espacio anular cuando se presenta. por ejemplo. Llevan bridas superiores de corrección para un solo cabezal de tubería donde se instala una sola columna para producir una sola arena productora sea baja. mediana o alta presión para pozo petrolífero o gasífero. d) Regular los caudales de producción.13 BBL . 8.2.03 BBL . BULO BULO LÍNEAS DE FLUJO Y DE RECOLECCIÓN ESTRANGULADORES DE FLUJO O CHOKE Son accesorios de control instalados en el portachoke del árbol de navidad ubicado entre su salida principal y la línea de descarga que se instala para controlar y mantener las condiciones optimas de producción durante la descarga de fluidos de pozo por el árbol de navidad.3.X1 KNT . las presiones fluyentes y las presiones de surgencia en boca de pozo en diferentes tipos de terminaciones de pozos. b) Árboles de Navidad para terminaciones dobles. Luddy Pilar Huarcacho Huarachi 13 . MANIFOLD DE CONTROL (COLECTORES) Los fluidos que son producidos de los distintos campos salen a superficie. Presionar Boton SDV (3) 2.. Jalar Boton SSV (2) 3. 4. Presionar Boton SSV (2) 3. denominados también chokes fijos. estos colectores representan un sistema de válvulas o manifold de control que permite direccionar el flujo. 3.…. 3/64’’. denominados también chokes ajustables debido a que para cambiar su dimensión no es necesario desmontar la unidad de choke y solo se procede a ajustar en su misma instalación de acuerdo a las especificaciones que vienen señaladas en los catálogos respectivos donde indica el número de vueltas que se debe practicar para aumentar o disminuir la dimensión del choke.2. 2. 126/64’’ de diámetro. El HIPPS es un equipo que se emplea en los pozos de producción para accionar las válvulas neumáticas automáticas de seguridad y cerrar el mismo cuando se tiene alta/baja presión de línea o cabeza de pozo. al igual que los anteriores tipos existen en las dimensiones desde 1/64’’. Existen chokes positivos en las dimensiones variables. 5. intermedia o alta presión. Indicador Indicador Indicador Indicador Indicador DE presión válvula Sub-superficial (SCSSV) de presión válvula Master (SSV) de Presión Válvula Wing (SDV) de presión de ESD principal de presión de línea SECUENCIA DE CIERRE 1. PARTES PRINCIPALES DEL HIPPS 1. b) Chokes variables.. a través de las líneas de recolección son dirigidos a los colectores. Jalar Boton SDV (3) En el caso que se requiera realizar una revisión de Choke o se necesita cerrar el pzo para algún trabajo que no sea de emergencia. porque para cambiar su diámetro durante las pruebas de producción o durante las operaciones de chokeo es necesario sacar toda la unidad de choke del árbol de navidad para instalar otro diámetro distinto demorando las operaciones de producción y de chokeo con la necesidad de cerrar pozo a través de la válvula maestra. los distintos pozos vienen diferentes presiones que pueden clasificarse en pozos de baja.2.5. 8.…. desde 1/64’’. 126/64’’ de diámetro. entonces.4. Jalar Boton SCSSV (1) 2.Universidad Mayor de San Andrés Practicas Profesionales Ingeniería Petrolera a) Los choques positivos. 8.3. 2/64’’. SISTEMA DE SEGURIDAD HIBBS Son accesorios de control instalados en el portachoke del árbol de navidad ubicado entre su salida principal y la línea de descarga que se instala para controlar y mantener las condiciones optimas de producción durante la descarga de fluidos de pozo por el árbol de navidad. 2/64’’. se debe cerrar solamente la válvula SDV (3) para no tener cierra total del mismo y así también poder registrar la presión que pueda acumularse en cabeza de pozo. Presionar Boton SCSSV (1) SECUENCIA DE APERTURA (ARMAR HIPPS) 1. 3/64’’.3. esta llega a la planchada norte por donde se prueban los pozos. donde se unen la líneas de los pozos KFW-1 y el KNT-4H por sus líneas independientes. • El campo Kanata Norte formado por los pozos KNN-1. Cada uno tiene su línea. pueden ser mandados a esas líneas el KNT-1. Luddy Pilar Huarcacho Huarachi 14 . la primera que manda el KFW-1 (recientemente adecuado para GLS) y la otra línea para el KNT-4H. KFW-2 y el KNT-4H. El colector tiene los siguientes accesorios en las líneas de los pozos. y la línea de Prueba es de 4”. luego hacia un depurador (que atrapa líquidos) y a su salida hay dos opciones.entonces se lo manda por su línea y se lo manda a purga y se debe aislar el otro flujo para obligar que el pozo ingrese por la otra línea. En el compresor 9 hay una línea de gas residual que sale de la descarga y viene a la línea de 3”. KNN-4H y KNN3. Hay una línea de 3” que empalma a una línea de 6”. de aquí puede derivarse los pozos a prueba. de donde es direccionado al • Colector Kanata Sur. KNT-4H y del cual también se inyectará al KFW-1. la línea de gas lift no se une con la línea de prueba de los pozos de Kanata Norte. Entre los distintos colectores tenemos: Colector Kanata Norte. cualquiera que sea KNN1C. estas son independientes. donde a la altura del colector se une a la línea del KNT-3 (antigua línea de producción de ese pozo) que sirve para llevar el gas lift al pozo. una válvula de producción en grupo de bloqueo manual. una válvula check e Indicadores de temperatura y presión. las líneas de flujo de fluidos de salida del colector de producción y de prueba van a conectarse a los separadores de alta presión o primera etapa. los demás pozos KFW-1. esto hacia el colector sur. la línea de 4” (de baja) por donde viene el KNN-1C llega a este colector el cual tiene la opción de conectarse hacia el spull. KNN-3 y el KNN-4H se unen a un solo colector.Universidad Mayor de San Andrés Practicas Profesionales Ingeniería Petrolera El Colector de Carrasco cuenta con 8 líneas individuales de producción y prueba. Ahora tenemos el colector sur aquí llegan las acometidas de Kanata y de aquí se diversifica el flujo y así dirigirlo a donde se requiera. entonces el gas antes de ser inyectado pasa por un filtro a través de una línea de 3”. a prueba 3” o cuando deplete a la línea de baja línea de 4”. La línea de producción del colector es de 6”. estos tienen la opción de mandarlo a grupo 6”. El cual controla el flujo de los pozos: KNN-1. A este colector también llegaba el flujo del colector de Kanata Foot Wall pero al tener un solo pozo llega solo al colector. esa es la acometida que es una derivación del KNN de 4” que ingresa al colector por si se quiere mandar el KNN-1C y no se quiere despresurizar . estos dos se unen al cabezal de 4” de donde vuelven al colector donde también hay una “t” que permite unirse con el KNN-1C y de este punto van (línea de 4”) al sep V-08 pasando primero por el colector de carrasco en planta. este compresor cuenta con un cabezal de inyección que sale por la línea de 6” y esa línea de inyección es utilizada para el gas lift con esa línea se inyecta al CFW-1. una válvula de producción de prueba (individual) de bloqueo manual. A este colector va el flujo del colector norte y los pozos KNT-4H y KNT-01. en la línea de salida de los colectores tienen válvulas principales de bloqueo manual. por la línea de 3” viene el KFW-2 y ahí tiene su receptor de chancho y también para el KFW-1 . KFW-2 y KNT-1 KNT-4H entran al colector. KNN-3C y el KNN-4H. Cuando se quiere probar uno de los pozos del norte se pasa por la línea de inyección de 3” y va por esa línea hasta la planta en el tren reprueba V-02 y V-04. A este colector llegan todos los pozos del campo. sin embargo. la única que esta abierta es le de 6 norte la cual cuenta con una derivación que tiene un by pass. CFW-02 y CFW-03. del cual es enviado al colector principal en planta. Este Colector tiene 7 líneas de recolección cada una con un diámetro de 6”. la línea de primera es la línea de 6 norte. esta tenia una línea independiente hasta la planta. Al cual llega el flujo de los pozos CFW-01. los pozos BBL-11LC. condensado y agua. aunque cuenta con la línea de grupo y la de prueba. a la salida del mismo. Colector Bulo Bulo. cuando se requiere probar un pozo se lo hace en este separador de donde se lo deriva de la línea de grupo de 12” a una línea de separación de 8” separándolo en gas. por otro lado se cuenta con la línea de 4” para que sirva como línea de intermedia (pero aun no tiene llegada a la planta). de la Planta Carrasco. este llega al slug catcher.Universidad Mayor de San Andrés Practicas Profesionales Ingeniería Petrolera Estos campos tenían líneas independientes de 6“. el CFW-1 al ser pozo de baja presión va a la línea de 3” e ingresa a una cámara y luego al colector donde entra al mismo tren de baja presión de Kanata 4” donde llegan el KNN-1C. niveles) Apertura y cierre de choques Cierre de pozos a control remoto (desde Carrasco) Cambio de pozos en prueba de Producción. KNT-4H y KFW-1. la línea del sur esta cerrada. BBL-13 y BBL-14LC y BBL-14LL tiene un colector propio del cual son dirigidos al colector principal de Bulo Bulo. al final del mismo iba la línea final de 6 sur. Los parámetros que se controlan son: – – – – • Datos de operación (presiones. flujos. Este colector puede ser operado manualmente en el campo o también automáticamente desde la sala de control de la Planta Carrasco mediante el sistema de telemetría. Por otra parte el Colector del campo Bulo Bulo no se encuentra en la Planta Carrasco propiamente si no en la cercanías de los pozos de Bulo Bulo. que amortigua y reduce la velocidad con la que llega el flujo de Bulo Bulo y luego al V-400. se conectan al by pass uniéndose al KNN-3C y KNN-4H para fluir los cuatro pozos al slug catcher de Kanata (considerando que Bulo Bulo y Kanata tienen diferentes Slug Catchers). • Como se dijo anteriormente. la línea de gas lift que llega al colector sur de donde toma el KNT4H y KFW-1 tiene una derivación de 2” que ingresa al espacio anular del pozo donde se tienen válvulas reguladoras de caudal y presión y también el Choke regulable de gas lift para el pozo CFW-1. los pozos van por líneas independiente. con el cual se puede abrir. cerrar pozos y cambiar chokes a los mismos desde la sala DCS de la Planta Carrasco. el que además cuenta con el separador de planchada V-100. El colector de Carrasco Foot Wall entra al tren del V-01 y V-08 por la línea de grupo de intermedia. este tiene la finalidad de que lo que entra al colector sur KNT-1 y KFW-2. estas líneas se vuelven a unir a las líneas de grupo de las que se derivaron. en el Manifold – Parámetros de control de Prueba de Producción. luego entran al spull de grupo y luego van al separador de prueba y luego estas se unen y nuevamente se envía por las líneas de grupo a la planta. Luddy Pilar Huarcacho Huarachi 15 . los pozos de Bulo Bulo pasan por un colector que se tiene en el campo (manifold) donde existe un separador de planchada. Colector Carrasco Foot Wall. temperaturas. El by pass puede ser usado también como un punto de muestreo de kanata gral. pero como todos los pozos han depletado y actualmente tienen presiones intermedias. aproximadamente a una distancia lineal de 28 Km. la redirección y el tiempo de residencia los cuales garantizan una buena separación de los fluidos. Considerando esto tenemos separadores bifásicos (que separan dos fases) y trifásicos (que separan las tres fases).1250 psi 54" ID x 15" . Bulo Bulo y Kanata son de diferentes presiones en los reservorios de Gas/Condensado de alta y baja presión.1. separándolos en sus componentes básicos.120 °F SEP.Universidad Mayor de San Andrés Practicas Profesionales Ingeniería Petrolera Los pozos que llegan por su propia línea a la planta son el CRC-7.4. gas.0" s/s 70 MMPCD max. CRC-11 y el KNE-1. CARÁCTERÍSTICAS DE LOS SEPARADORES CARACTERÍSTICAS DE UN SEPARADOR PARÁMETRO Tipo de Separador Presión de Diseño Presión de Operación Diámetro Caudal de Operación Temperatura de Diseño SEP. y el flujo de gas sale por la parte superior y se dirige hacia la planta de tratamiento de amina o sistema de deshidratación de glicol. Que cumple la función de amortiguar el caudal con el que llegan los diferentes pozos antes de ingresar a proceso. de intermedia (400 psig) y baja presión (200 psig). 8. Aquí podemos considerar que si bien los separadores de primera etapa son trifásicos para tener mejor eficiencia se los utiliza como separadores bifásicos. SISTEMAS DE SEPARACIÓN Sabemos que un separador es un cilindro de acero que se utiliza para disgregar a la mezcla de fluidos que llegan del pozo. En esta primera etapa el líquido sale por la parte inferior y se dirige al separador de baja producción. SLUG CATCHER. 100 °F . Entre otras características de este separador podemos decir que cuenta con una línea de eliminación de arena y componentes sólidos. Considerando esto en Carrasco se tienen dos.4. condensado y gas) del colector llegan al separador de grupo de alta presión (separación de primera etapa). ALTA Trifásico 1440 psi 1150 . agua y gas) para tal efecto se cuenta con separadores de grupo de alta presión (1160 psig). para obtener la máxima recuperación de hidrocarburos líquidos del fluido del pozo. como así también se tiene un separador de alta y otro de baja para pruebas de los distintos pozos. BAJA Trifásico 250 psi 200 psi 54" ID x 15" . debido a que cada pozo ingresa a diferentes caudales se requiere que todos “igualen” en presión al ingreso al proceso. A. SEPARADORES DE PRODUCCIÓN Todos los fluidos (agua. La planta cuenta con dos sistemas de separación. Debido que los campos Carrasco. donde se separa el líquido y gas (separación instantánea). es separación trifásica (petróleo. Separadores de grupo o producción y separadores de prueba para pozos individuales. Por otra parte debemos considerar cual es el principio de separación que es el choque. 8. De ahí que el proceso de separación. se a diseñado la separación en dos etapas que operan a una determinada presión cada separador. 90 °F .110 °F El separador cuenta con los siguientes accesorios de operación: Luddy Pilar Huarcacho Huarachi 16 . que maneja el flujo de todos los pozos de este campo y el Slug Catcher de Kanata que maneja el flujo de los pozos de Kanata. el Slug Catcher de Bulo Bulo.0" s/s 70 MMPCD max. A. petróleo y agua. el petróleo es conducido a la torre estabilizadora. mientras que los gases de baja presión van a la segunda etapa del compresor 5 para luego juntarse con los de alta antes de ingresar a las Cribas Moleculares. previamente su tratamiento para que se evite el daño a la formación. Otros datos de importancia también son. entre otros y los que permitirán realizar el cálculo de la producción diaria de petróleo. gas y agua. el compresor 5. temperatura y nivel. el petróleo se junta con el extraído del separador de grupo baja y se dirigen hacia la torre de estabilización.Universidad Mayor de San Andrés Practicas Profesionales Ingeniería Petrolera • • • • • • • • • • Válvula de alivio Válvula disco de rotura. Drenaje de sólidos. Válvula control nivel de agua. Luddy Pilar Huarcacho Huarachi 17 . Alarma de alto nivel (HIL) monitoreada en el DCS. Durante el proceso de separación debe controlarse el nivel de agua y petróleo. Drenaje de agua. Los gases de alta presión ingresan a la planta de amina. El agua sale del separador y se dirige hacia el tanque de almacenamiento para la inyección de la misma a un pozo de agua. El compresor 5 está destinado para la compresión de gases en forma interna a la planta. esto a través del visor con el que cuenta cada separador. temperaturas. nivel del petróleo y agua en los tanques de almacenamiento. la presión estática y diferencial. el gas se junta con el resto de gas de grupo de baja y se dirige a la succión del compresor de baja o de tres etapas. Válvula control de nivel Indicadores de presión. Válvula control de nivel de liquido (agua +petróleo) fishers. y el agua a la piscina API. Válvula de seguridad a la entrada del separador mariposa. 5 FR QUEMADOR V03 Sep baja Alimentador V115 Separador V-490 Compresor N° 3 Separador V-04 Separador V-07 Separador V-03 Separador V-08 Compresor 5 PISCINA API Planta KNT De Acuerdo a la anterior gráfica se observa. de este total solamente ingresa a la planta de amina 15 MMPCD. la corriente de gas proveniente de los pozos contiene aproximadamente un 5% de CO2. SISTEMA DE REMOCIÓN DE CO2. De alta).Universidad Mayor de San Andrés Practicas Profesionales Ingeniería Petrolera Pozos de Baja Intermedia Línea Prueba Pozos CFW A Planta Amina Slug Ctacher BBL Prueba de Producción Campo CRC Campo BBL Planta Amina KNN y CRC KNT PCV404 Carasco FW 6" PCV404 PCV404 Separador V-485 PCV405 Separador V-01 Separador V-02 Separador V-400 PCV405 Compresor N° 7 Separador V-401 FR FR FR SEGUNDA ETAPA COMP. El gas proveniente de los separadores es de aproximadamente 80 MMPCD.55 % molar. lo cual es de consideración en el poder calorífico del gas y también como corrosión de los equipos en las plantas e industrias en presencia de agua. La concentración del gas tratado. esto debido a que con el proceso se busca reducir el contenido de CO2 para cumplir con los parámetros específicos de venta del gas. 8. Luddy Pilar Huarcacho Huarachi 18 . Considerando esto el gas entra a una presión 1175 Psig y una temperatura de aproximadamente 130 °F. del cual pasan al V-400 (sep. luego descargan al V-03. debe ser menor al 1.4 % molar en dióxido de carbono.5. el flujo proveniente de los pozos de Bulo Bulo llegan al Slug Catchaer. La concentración de dióxido de carbono en la corriente gaseosa inicial es de 1. PLANTA DE AMINA El propósito de la planta de amina es eliminar el CO2 del gas. a la salida de la unidad. donde se separa cualquier resto de Amina que pudiera haber arrastrado el gas. Caudal de amina: 197 GPM Caudal de gas: 15 MMPCD 8. donde el gas se precalienta absorbiendo el calor de la corriente de gas que emerge del contactor de amina. donde la mayor parte de los hidrocarburos que se han disuelto en la solución se vaporizan llevándose consigo una pequeña cantidad de gas acido hacia el sistema de venteo. El nivel de AR en la torre (30%) es controlado para evitar que exista una sobre alimentación de gas en caso de bajo nivel de torre o alta presión del flash tank. La temperatura asciende hasta 130 °F. removiéndolo de la corriente gaseosa y convirtiéndose en AR.6 y 0. operando con las siguientes condiciones de presión y temperatura: • • • Presión: 1166 Psi. se precalienta en el intercambiador AR/AP E-202 hasta 210°F. de Luddy Pilar Huarcacho Huarachi 19 . La amina rica del V-208 pasa a través del filtro de sólidos F-208 para remover partículas del tamaño de 5 micrones.211.Universidad Mayor de San Andrés Practicas Profesionales Ingeniería Petrolera Para la absorción se pone en contacto una solución de dietanolamina (DEA) al 40 % (donde se tiene 40% de DEA y 60% de Agua Desmineralizada). en el cuál se atrapan hidrocarburos líquidos o gotas de agua arrastradas por el gas con el fin de evitar que los mismos contaminen la solución de amina. donde baja su temperatura con la corriente de alimentación y a continuación ingresa al depurador de gas dulce V-204.5. mediante destilación por arrastre con vapor de agua. ABSORCIÓN DE CO2 El gas de alimentación ingresa al filtro separador F-210. La AP absorbe el dióxido de carbono. A la salida del filtro la corriente pasa al intercambiador de calor E-211.5. una vez que el gas llega a la parte superior este queda libre de CO2. La temperatura de entrada de la solución a la torre contactora (T-203) es superior en un rango de 10 a 15° F por sobre la temperatura del gas. Los líquidos separados se envían al drenaje de hidrocarburos. A la salida de la torre. Temperatura Amina: 110 °F Temperatura gas: 90 °F A la salida de la torre el gas ya libre de CO2 pasa al intercambiador E . entonces esta listo para mezclarse nuevamente con la corriente de gas. el gas se pone en contacto con la solución AP (Amina Pobre). para su posterior reutilización en el proceso de absorción. REGENERACIÓN DE AMINA RICA Luego de haber removido el CO2 de la corriente de gas la AR se calienta hasta 148°F en el fondo de la torre el valor normal de trabajo de la presión diferencial oscila entre 0. PLANTA DE AMINA. La corriente de gas ingresa por la parte media de la torre a una presión y temperatura adecuada y comienza su viaje a la parte superior de la torre.1. la solución de AR reduce su presión desde 1200 psi hasta 80 psi para ingresar al flash tank V-208.9 psi. a la salida de la torre contactora la Amina Rica (AR o Amina Carbonatada) es regenerada. por otro lado la AP ingresa por la parte superior para ponerse en contracorriente y de esta forma absorber el CO2. 8.2. La torre contactora posee en su interior 20 platos. En la torre contactora de amina T-203. A la salida del AC-209 una pequeña corriente es conducida a través de los siguientes filtros F-212 A/B de sólidos y F-214 de carbón activado. El acumulador cuenta con un demister a fin de minimizar perdidas de amina en el tope. Luddy Pilar Huarcacho Huarachi 20 .5 psi a 68 psi necesarios para ingresar 13 GPM a la torre regeneradora. para remover partículas en suspensión. para estabilizar el producto. dicho producto en mayor cantidad es agua que se colecta en el acumulador de reflujo V-216 de donde es bombeado por las P-217 A/B las cuales elevan su presión de 7. El gas ácido del acumulador es enviado a venteo. Esta temperatura es lograda por la circulación de 1400 GPM de aceite caliente a 350°F.Universidad Mayor de San Andrés Practicas Profesionales Ingeniería Petrolera donde pasa al tope de la torre regeneradora T-206 en donde la AR se desprende del CO2 por la corriente de vapores calientes generados en el reboiler de aminas E-207 (a 242°F). La amina pobre es entonces bombeada con las bombas de carga (P-201 A/B) hacia la torre contactora (T-203) a una presión de 1250 psi para completar el circuito de amina. dicha temperatura es mantenida siempre por encima del gas para evitar condensación de hidrocarburos en la torre (T-203). La AP regenerada en la torre circula por el reboiler E-207 y luego por el intercambiador E-202 donde se enfría de 242°F a 180°F para acumularse en el tanque de amina T-205 el cual posee un tiempo de retención de 20 min. La solución es bombeada con las bombas booster (P-202 A/B) pasando por el aeroenfriador de AP (AC-209) en donde se enfría hasta 115°F. amina degradada. hidrocarburos y carbón activado. Los productos de cabeza de la torre (a 205°F) son enfriados en el condensador de reflujo AC-215 hasta 100°F para condensar la corriente de vapor. 95 PSITG120 °F - 2F 1 .0.) U E 0 R E Z - A 2M P C I1 N V 5A 2 1 6 I D A ( C O 2 0 .207 M C .30 GPM 4 2 0 G P M 8 5 # O C . P H 1 0 . P - 2A 0 2C A .210 G A S S 2 A L I D . SAT. PH 9. - 2 1 HACIA REBOILER E .Universidad Mayor de San Andrés Practicas Profesionales Ingeniería Petrolera T M O T K O .P A S S R P A R E L IE 5 . 8 M AP.24 2 V - 2 2 0 F 2 3 E 0 UNION 1800 RPM 420 GPM H F V 2 C 4 - 0 2 3 0 P M O T O R 5 0 H P 5 E C M 20 .9 5 F C V R .S 2 A 0 T 1 . P . : . P 1 9 E L P 5 M E 1 C M . D 3 .2 5 % T 1 1 0 ° F 1 1 7 0 T 130°F GAS 1175SALI PSIGDA G A S S A L ) P S I G A M CI N O A N PC O. A 0 .207 7 HACIA EL CALENTADOR H .205 °F G A S E 3 6 " 1 1 N F T I D 4 T 100 °FGAS 1180ENTRDA PSIG L V C . 1 M 9 .V 2 . 2 4 4 ° F P C I O V T AMINA RICA 1 8 2 0 IG 8 AP.8 PSIG T .204-208-216 L T K - 2 A 1 L 9 M O T 6 . E L M E C O 2 A C E IT E M E D I O C A L I E N T E 3 4 5 A ° F T C 2 D 2 0 P 3 T O O 0 N P R T L R A A E C T T O O S A A G M U A I N D E A S F M V CI R -A 2 L 0 I Z 1 A B D T O B Y . 1 N R 0 T 0 ) - E O A M ( C O 2 M P C D M I N A A A T M . X P A % E F 2 5 G - 2 0 2 L C V - 2 1 6 3 AMINA RICA: ( C O 2 # C S . P .4 9 O H R P 1 W 8 A 0 U 0 K R E P S M H A P 1 BOMBAS11 CENTRI F. C A L IE N T E P -2 4 P S IG T 2 2 8 ° F BOMBAS 1116 GPM MOTOR 50 HP AP.2 F 2 B 1 . P 8 0 P S I G T 1 3 8 ° F E P - B U 6 R 3 2 O M1 G A P D B6 M O R 3 6 0 0 R P M CONC. 5 E P H R E G N A TA A E T R O N LC O A S D 2 M I N A 8 5 % P F 0 A ( D V 1 O AMINA POBRE .0 2 8A 0 A L 3 Q IV U E M V A - D 2 A O 0 R 8 R . 32%.240 A A /B E SDV.11 PSIG T . 410 GPM ETAPAS 3600 RPM A 2 0 1 A / B F T K M . P - 8 L 0 C P V S - I G 2 0 T 8 - 2 0 5 S ° F P .35%. P . 1 8 M A T 2 0 /TB 5 0 # K 0 1 7 B 8 2 B ° F 0 S .80 PSIG T . 0 3 2 1 5 % .212 - 2 1 0 P T T O 1 1 R 3 1 R 8 8 E 0 ° F P S IG V D A R . 5 LCV .6 L C V - 2 0 4 ( C O 1 ) A D 2 A 0 SDV. O C E L .242 °F P T F - 1 2 1 4 P 3 S IG ° F E T P 2 1 4 1 3 FCV .2/ B 0 9 E . D R R 5 E H N P A J E M O T O R 2 H P T 1 5 K 0 B P 2 B 5 2 L G S 2 2 1 P . 3 B F 4 VR % CE . 5 8 6 % ) 2 P 0 M 8 AR. P .207 1 0 ' 1 E C O 3 5 0 1 M 2 P 0 ° F I S G 7 F - 2 1 0 T A P I P 3 8 ° F 0 P S 2 0 3 A M IN A T R E G E N 2 E 0 R A 6 D A ( P O B R E ) D R E N A J E V - 0 3 Ó Luddy Pilar Huarcacho Huarachi 21 . 5 T-216 E-207 F-208-212-214 2 P 2 5 G 2 0 0 0 1 P 9 M G V .180 °F O T R O 5 H P V - 2 0 4F2 I T 0 3 P P E C O 5 1 E L M . 0 M icrones Filtro de E lem entos 24" D x 8' 1350 Psig 200°F 5' ID x 62' 1350 Psig 200°F M aneja entre 20-60 M M PCD 48" ID xx 8' 1350 Psig 200°F M aneja entre 20-60 M M PCD 78" ID x 24' 175 P sig 250°F Flujo de amina entre 140-410 gpm 24" OD x 5' 175 P sig 250°F Cap. com pensador en el sistem a Succionar del tk de com pensación y descargar a las bom bas de alta presión para am ina que pasan por un enfriador Enfriar AP antes de ir a la torre contactora para una distribución adecuada de tem peratura Filtrar la amina para que el sistem a de am ina funcione de m anera uniform e y sin obturaciones Quitar contaminantes orgánicos solubles com o ácidos y trazas de los hidrocarburos líquidos Entregar am ina a la torre de contacto para absorber el co2 de la corriente del gas en la entrada Bom bear la amina del sum idero nuevam ente al sistem a de am ina Transferir am ina desde el alm acenaje hasta el tanque de com pensación para am ina TK-205 Intercambiador Gas-Gas E-211 Torre Contactora Amina Depurador de Gas Dulce T-203 V-204 Tanque de Flash V-208 Filtro de Sólidos para AR Intercambiador AP/AR Torre de Regeneración de Amina Condensador de Amina Acumulador de Reflujo Bombas de Reflujo de Amina Rehervidor de Amina F-208 E-202 T-206 AC-215 V-216 P-217 A/B E-207 Tanque Pulmón de Amina Bombas Booster para Amina Aero Enfriador de Amina TK-205 P-202 A/B AC-209 Filtro de Sólidos 16" ID x 3'-11 1/2" T:138 ºF 200 P sig P dif: 5 . para condensar cualquier líquido que lleva el gas dulce Quitar el CO2 de la corriente de gas esto por la absorción que hace la am ian en la torre Recolectar agua y am ina que se condensa del gas dulce que sale de la torre contactora de amina Destilar y separar HC que la amina haya absorbido y proveer capacidad de com pensación para el sistem a Quitar m ecánicam ente los sólidos suspendidos que obstruirán los equipos Enfriar AP que sale del rehervidor y calentar AR que sale del tanque de flasheo Calentar AR para vaporizar el CO2 y expulsarlo por el tope de la torre Enfriar vapor caliente y rico que sale de la torre y condensar cualquier líquido llevado a vapor Separar el CO2 y cualquier gas restante de la corriente de am ina Separar el CO2 y cualquier gas restante de la corriente de am ina Calentar la AR a través de aceite caliente para poder realizar la separación del CO2 Para almacenar AP que se utiliza en el sistem a de absorción de CO2. 40 USGPM Bombas Centrífugas de 11 etapas 3600 RPM Cap. Pop: 100 psi en condiciones norm ales PROPÓSITO Atrapar líquidos y particulas solidas llevadas de la entrada.25 psi F-212 A/B Cap.3 M M PCD CO2 10 psi y 130 °F Bombas centrífugas verticales que descargan de 16-36 gpm y 50 psi 30" ID x 60" ID x 30' TS/S TS: 250 Psig 475°F SS: 50 Psig 350°F 200 Bbl Capacidad AP I 12F Welded Steel Tank Diseño Atm osférico Nivel:30-35% Bombas centrífugas Flujo: 420 gpm . 425 GPM 5 M icrones Filtro de Elem entos 175 P sig 350°F 304-SS Tubes 66" ID x 56' Flujo:140-410 gpm 50 Psig 350°F C/W (20) nutter 304-SS Trays 10 psig Temp de Entrada 213 °F y Tem p de Salida 130 °F 48" ID x 8' S/S Flujo:20-36 gpm liq/3. Calentar gas para que entre al contactor y enfriar el gas que sale del contactor.Universidad Mayor de San Andrés Practicas Profesionales Ingeniería Petrolera NOMBRE Filtro Separador TAG F-210 CARACTERISTICAS 36" ID x 10'.5" F/S 200 P sig 250°°F Cap. Flujo:25 gpm y Pd: 50 psi línea de desvío de 2 plg Filtro de Carbón Bombas de Carga para Amina Bombas de Sumidero para Amina Bomba de Transferencia de Amina P -201A/B P-219 P-218 A/B Luddy Pilar Huarcacho Huarachi 22 . 40 USGPM 10% de flujo por el sistema 5 M icron F-214 42" OD x 7' . P e:100 psig – 80 psig y Ts: 150 ºF Te:205 ºF y Ts:120-140 ºF. 1350 psig y 200°F 1. 410 USGPM 1225 P sig Ps:85 psig Pd: 1150 psig P d: 85psi Flujo:25 gpm Debe tener un nivel adecuado para bom bear y después pararlo. En el primer caso se trata de poner el gas en contacto con el glicol para que este se quede con el agua y luego se regenere el glicol para su reciclaje. Luddy Pilar Huarcacho Huarachi 23 . es prácticamente imposible mantenerlo en máxima pureza en contacto con el ambiente porque absorbe la humedad del aire. el etilenglicol. de la familia de los alcoholes. denominado “de absorción física” que básicamente consiste en hacer tomar contacto al gas húmedo con una corriente de algún agente que sea altamente absorbedor del agua.5% y el estado óptimo de máximo rendimiento es de 99. Absorción Física por Torre de Contacto. temperaturas que deben respetarse rigurosamente en la operación cuando se regenera el glicol. de la capacidad de absorción. SISTEMA DE DESHIDRATACIÓN. El contenido de agua aceptable para la comercialización y el transporte. que naturalmente tiene gran avidez por el agua. que por conveniencia operativa se construye con el aspecto de un separador bifásico vertical. se efectúa con un proceso muy generalizado. La temperatura máxima a la que se puede someter el etilenglicol y el dietilenglicol.5. como son por ejemplo los alcoholes.1. PLANTA DE GLICOL La eliminación del agua contenida en el gas. requiere de un recipiente denominado “torre de contacto”. De todas formas se pueden tomar valores conocidos como un límite máximo de 7 libras de agua por cada millón de pies cúbicos de gas. el 1. es mediante la lectura del punto de rocío o dew point del gas. está regido por normas de asociaciones internacionales y por convenios entre empresas. con una elevada temperatura de degradación. Esta importante propiedad es aprovechada para estos procesos de deshidratación. con la consecuencia de la disminución.La puesta en contacto del gas a deshidratar con el absorbente. 8. como se observa en la figura siguiente. porque además son muy estables. El glicol es un producto químico orgánico. el dietilenglicol y el trietilenglicol. de tal manera que los convierten en óptimos para ponerlos en contacto con gases reteniendo el agua contenida en cualquiera de sus formas. En el caso que tuviera 98. La concentración del glicol no debe estar por debajo del 98. en primer lugar es importante conocer en que magnitud la corriente de gas contiene agua.Universidad Mayor de San Andrés Practicas Profesionales Ingeniería Petrolera 8. se determinará la cantidad de agua por unidad de volumen de gas y una forma de determinarlo.5% restante será contenido de agua.6. porque de no ser así se degradaría cambiando su estructura química inutilizándose como absorbente.6. es de 165°C (328°F) y para el trietilenglicol este valor es de 205°C (404°F). Entonces.1. Existen tres compuestos glicoles muy utilizados. en la misma medida.5%. (este viene a ser el momento en que el agua contenida en el gas comienza a condensarse en valores de presión y temperatura conocidos). el agua separada se drena a la piscina API y los gases van a los compresores # 1. presurización. que a continuación describimos. 3.6. como son el separador de criba molecular V-250. 8. El gas parcialmente deshidratado debe pasar por el separador V-05 el cual separa partes de glicol que pudo arrastrar el gas. del diseño interior y de la cantidad de agua a extraer.gas. regenerado en los tanques de calentamiento y vaporización a 350°F y bombeado a la torre por la bomba TD-30 (verificar la presión de descarga de la bomba).6. la deshidratación comprende etapas de regeneración con gas residual caliente. y las Cribas moleculares secantes V-251. En algunos casos.1.Universidad Mayor de San Andrés Practicas Profesionales Ingeniería Petrolera Su tamaño estará en función del volumen de gas a tratar. V-252 estas dos trabajan de forma alternada es decir durante la adsorción de la V251.3. l gas caliente empleado para la regeneración de las Cribas moleculares V-251 y V252 es enfriado en el AC-256 y regenerados en el V-255. 8. F-254. Equipos. la V-252 ésta en deshidratación. En la siguiente figura se puede observar un esquema simplificado de un diagrama de flujo de una planta de tratamiento de gas por glicol por absorción en torre de contacto. enfriamiento. la torre dispone de un sector inferior que cumplirá la función de depurador de la corriente de gas de entrada. en definitiva el tamaño determinará el tiempo de contacto glicol .- El gas que sale de la planta de amina es transportado a la torre de absorción de glicol T-01 (donde se lectura y controla diariamente presión y temperatura de la torre Contactara) en la cual se produce una deshidratación del gas hasta cierto grado. instrumentos y Parámetros de Operación.24 Luddy Pilar Huarcacho Huarachi . Luego ingresa a un proceso de adsorción con sólidos de alúmina silicatos. 2. El sistema de deshidratación de glicol. despresurización y stand-by.1. a fines de asegurar la eliminación de líquidos en el flujo de contacto. 4 y 6. Sistema de Deshidratación por Glicol – Carrasco. planta carrasco cumple con el objetivo de eliminar en parte las moléculas agua arrastrada en forma de partículas pequeñas en el gas. El trietilenglicol que fluye por la torre en contracorriente con el gas es filtrado. El gas libre de agua es filtrado separando hidrocarburos líquidos en los filtros F253.2. Líneas de drenaje de glicol y de hidrocarburos. y luego al ingreso a la planta criogénica. El gas entra por la parte inferior de la torre y se eleva a través de las válvulas de las bandejas realizando un contacto intimo con el glicol. El contenido de agua de la corriente de gas saturada en estas condiciones es 57 libras/mmscf a la entrada de la torre contactora. Estos números de punto de rocío son consistentes con las operaciones en la torre de contacto.El gas de los separador de producción y de prueba de alta presión o de la salida de la planta de amina fluye a la torre de contacto gas/ glicol para ser deshidratado.En condiciones normales de operación La típica presión y temperatura del gas de ingreso a la torre de contacto son de 1150 psig y 100ºf.. El glicol entra por la parte superior de la torre. medido en la depuradora de glicol de salida con un analizador de punto de rocío. esto se logra al circular glicol caliente en contra flujo del gas.Luddy Pilar Huarcacho Huarachi 25 . la torre de contacto está haciendo un buen trabajo de deshidratar la corriente de gas. Esta información indica. por encima de la bandeja # 1 y se esparce hacia abajo por los vertederos de las bandejas siguientes realizando un contacto directo con el gas que fluye por el interior de la torre. Control e instrumentación.Universidad Mayor de San Andrés Practicas Profesionales Ingeniería Petrolera TORRE CONTACTORA DE GLICOL (T-01). PROCESO DEL SISTEMA DE TRIETILEN-GLICOL. El punto de rocío del gas de salida de la torre de contacto. La corriente de gas es deshidratada a un nivel de contenido de agua de 7–8 libras/MMscf. es (según se informa) 32 a38ºf.. La típica presión y temperatura del gas de salida en la depuradora de glicol en la salida de la torre de contacto es 1145 psig y 91ºF. formando una unión química leve entre el glicol y el agua. Indicador local de nivel.Propósito y descripción. y de ahí al depurador de glicol (separador final) en la salida de la torre de contacto. el punto de rocío sería 35ºf. en una presión de 1145 psig. El propósito de la torre de contacto es quitar el agua de la corriente de gas.Indicador local de presión. Funcionamiento. Válvula de alivio. El gas deshidratado que sale de la torre de contacto fluye a través del permutador (intercambiador) de color. Se utilizan bombas marca “Unión”.medición del PH.... el glicol saturado de agua retorna al patín de regeneración.oxidación. E.determinación del contenido de sal..determinación de la presencia de HCB líquidos. Después de pasar por la torre de contacto... es necesario conocer algunos problemas principales que se presentan en el control del glicol: A. Estos análisis pueden ser: A... En el patín de regeneración la corriente de glicol saturado con agua pasa a través de un filtro a filtrarse y prosigue por la columna del alambique para su regeneración. C. D. El glicol magro (puro) entonces sale del rehervidor para ser almacenado y enfriado en el acumulador. Para que el glicol tenga una vida larga y sin problemas en el proceso.presencia de hidrocarburos líquidos..Indicador local de presión Indicador local de temperatura. D. E.determinación del contenido de sólidos. Luddy Pilar Huarcacho Huarachi 26 . Desde el acumulador. C.. Formación de espuma.acumulación de barro. B. operadas con motores eléctricos para la circulación del glicol.descomposición térmica.variación del PH. Control e instrumentación. F. Indicador de diferencial de presión del filtro. Después de pasar por la columna del alambique el glicol puro fluye al rehervidor donde se completa el proceso de regeneración.determinación de la pureza del glicol.. B.Universidad Mayor de San Andrés Practicas Profesionales Ingeniería Petrolera Propósito y descripción. el glicol regenerado magro se bombea otra vez hacia la torre de contacto.contaminación con sal. Para realizar el control del glicol es necesario realizar un control de rutina y proveer información para determinar las condiciones del glicol.El flujo del glicol magro (puro) de la unidad de regeneración pasa a través de un permutador de color antes de entrar a la torre de contacto.. Pureza del glicol 98 % y PH 7. Estos dibujos muestran la configuración interna de la torre de contacto que consiste de cinco bandejas de burbujeo espaciados cada 27 plg. La temperatura del glicol puro (magro) en la descarga de la bomba es 235 ºf con una presión de 1160 psig.25 GPM (galones por minuto) (11. diseñado para 16 gpm de capacidad de Luddy Pilar Huarcacho Huarachi 27 . se debe remover 2750 libras de agua por día. La única filtración del glicol consiste en un filtro tipo sock ubicado en la línea de retorno del glicol puro y en un filtro en la succión de la bomba para remover sólidos. La calidad de 97 – 98 % de pureza del glicol. pero tiene un rango de300 a 385ºf. Filtro de carbón de madera PECO 10 5 44 o igual. para llegar a un contenido de agua de 7 libras agua por mmscf en el gas en la salida de la torre. Generalmente se mantiene la temperatura del rehervidor en 350ºf. Se calcula que las pérdidas deben ser 0.3 galones día están en el nivel que normalmente se esperaría.880 galones/día). no se observa perdidas considerables de glicol en la torre contactora. por medio de BS&B en Londres.Universidad Mayor de San Andrés Practicas Profesionales Ingeniería Petrolera Flujo de glicol En condiciones normales de operación la actual taza de flujo de circulación glicol es 8. El diseño de la torre de contacto y la unidad de regeneración.5 gal dia de gas en una taza de 55 – 60 MMSCFD. El rehervidor tiene una línea interna de gas deslizante mientras el acumulador tiene una bobina precalentadora interna de gas combustible y una bobina precalentadora de glicol puro.1 galones por mmscf de gas. 5. El rehervidor y el acumulador son de 36” OD x14 4 cada uno. o 5. Las pérdidas de glicol. Además cuando se sube la temperatura del rehervidor.2 – 7 5 tomados de la descarga de la bomba. Análisis del sistema Actualmente con una taza de gas de ingreso de 55 . la taza de circulación deseada para el glicol es 3 galones de glicol por libras de agua removida.60 mmscfd y un contenido de ingreso de agua a la torre contactora de 57 libras de agua por mmscf. El espesor de del casco de la torre de contacto es de 1y5/8 pulgadas. El resultante requeridos de glicol serían 8250 galones día o 5. Típicamente. no se utiliza antiespumantes. es importante controlar la temperatura del glicol magro que entra en la torre de contacto para asegurar que se mantenga en aproximada mente 15 grados f por encima de la temperatura del gas de ingreso a la torre.7 GPM. 2. 8...2. el gas del separador final sale por la parte superior y se dirige hacia la planta criogénica.1. Indicador de nivel local.En general éste tipo de instalaciones están equipadas inicialmente con un separador de entrada. Procesos de Adsorción.Universidad Mayor de San Andrés Practicas Profesionales Ingeniería Petrolera SEPARADOR FINAL (V-05). SISTEMA DE DESHIDRATACION POR TAMICES MOLECULARES. Controles e instrumentación. El tamiz tiene afinidad con el agua debido a su polaridad que tiene y se reactiva removiendo las moléculas de agua y volviendo a su estructura cristalina normal.6. Sistema de Deshidratación por Sólidos El sistema de deshidratación por tamices moleculares.8. Luddy Pilar Huarcacho Huarachi 28 .Indicador local de presión.2.6.Propósito y descripción. es un depurador horizontal de glicol y de hidrocarburos líquidos. Indicador local de temperatura.En condiciones de operación de 1145 psi temperaturas de acuerdo al contacto de la torre y del intercambiador. utilizado para interceptar y separar los líquidos presentes en el flujo. cumple la función de separar el glicol y hidrocarburo arrastrados por el gas.6. Los líquidos se drenan por la parte inferior. que sirven como poros de abertura para atrapar el agua al paso del gas. está diseñados dos torres de proceso de adsorción o reactivación. 8. evitando inconvenientes en el proceso que puedan reducir la capacidad del adsorbente. que son recuperados en tambores o drenados en el separador de baja de producción.El separador final. 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. para remover las moléculas de agua del gas de entrada a la planta.2. Funcionamiento. 6. tomando contacto con el desecante que permitirá la remoción de los vapores de agua. Luddy Pilar Huarcacho Huarachi 29 . dependiendo del tipo de desecante utilizado) hacia un enfriador y un posterior separador del agua condensada.3. esta diseñado para separar sólidos. será barrida por el gas caliente (generalmente un 10% de la corriente principal. Control e instrumentación.Indicador local de temperatura. temperatura. radica en el punto dónde se toma el gas para el flujo de regeneración. una Torre está adsorbiendo los vapores de agua del flujo principal. flujo y punto de rocío al DCS. permiten el cambio automático de las torres según un programa horario establecido.Universidad Mayor de San Andrés Practicas Profesionales Ingeniería Petrolera La corriente principal de gas pasará por una de las dos Torres de Secado. líquidos y glicol arrastrados en el gas.- DEPURADOR FILTRO (V-250). donde el agua adsorbida en el ciclo anterior por la misma. Indicador local de nivel. instrumentos y Parámetros de Operación.Propósito y descripción. y entre 350° F a 450°F. Otro flujo de reciclo o regeneración. Transmisor de presión. un nivel superior filtro de 0. Equipos.. son dos las variables generalmente utilizadas por aspectos prácticos y económicos.El separador filtro de la entrada a la planta criogénica. pasará a contracorriente por la segunda Torre. El propósito del depurador es impedir que se arrastre contaminantes a la unidad de deshidratación de tamices moleculares.2. Basados en las características y métodos mencionados. 8. mientras en la otra se está regenerando el desecante a principal diferencia. Este depurador tiene dos niveles de separación. Válvulas de drenaje y de alivio. Transmisor de alto y alto nivel al DCS. Alternativamente entonces. Controladores cíclicos o temporizadores. Indicador local de presión.3 micrones y nivel inferior filtro de 20 micrones. .pelotas de cerámica de 1/2plg. condensado o ceras del gas de alimentación. el gas ingresa a la torre con un contenido de 7 – 8 lb de agua por mmpcd de gas. . punto de rocío y diferencial de presión 10 a 15 psi máximos en condiciones de operación. Indicador local de temperatura de entrada y salida. Contaminantes: Aceite de lubricación compresores. Transmisor de diferencial de presión alta y baja al DCS. En el interior de la torre esta formado por tres capas en orden de tamaño.Indicador local de presión de entrada y salida. V-252). que sirven para distribuir el gas uniforme por todo el absorbente. CICLO DE ADSORCIÓN.pelotas de cerámica de 1/8 plg.Los tamices moleculares (pelotas de cerámica) están formados por capas de diferente diámetro en la torre. punto de rocío de 30 a 45 ºf y sale por debajo de 1 ppm de Luddy Pilar Huarcacho Huarachi 30 . Funcionamiento.Durante las operaciones normales de operación se debe controlar la presión de 1250 psi. . oxigeno y sólidos. 4..Las torres en el periodo de adsorción manejan un caudal de gas de 70 mmpcd . glicoles. 3.En operaciones normales del proceso de adsorción o reactivación del tamiz cumple dos ciclos de deshidratación. aminas. . y los de menor diámetro se encuentran en la parte central de la torre que cumplen como absorbente..paletas de cerámica de 1/ 4 plg. DESHIDRATACION POR TAMICES MOLECULARES (V-251. Control e instrumentación.3 lb de agua por 100 lb de tamiz molecular. Válvulas de alivio.tamiz absorbente molecular 4 a La vida útil del tamiz molecular esta en función del número de regeneraciones y del control de contaminante.8. los de mayor diámetro se encuentran en la parte superior y inferior.Universidad Mayor de San Andrés Practicas Profesionales Ingeniería Petrolera Funcionamiento. nivel flujo. 110 ºf. ordenadas y separados por mallas. 1. .Propósitos y descripción. 2. Transmisor de temperatura al DCS de entrada y salida. CICLO DE REGENERACION. 1130 psi 100 ºf y sale menor a un ppm de agua en el gas. punto de rocío de -138 ºf. suficiente como para que ingrese la torre al periodo de adsorción. recipientes. e ingresa por la parte inferior de la torre a regenerar previamente calentado en un calentador (H-277) a baño de sal (baño maría). comparado con el calor del agua de 1000 btu/lb. y sale por la parte superior de la torre para continuar el flujo por un aereocondeasador (AC256). taponamiento por sólidos. En el periodo de regeneración se utiliza de 3. El gas de regeneración es tomado del gas residual de la salida del aereoenfriador AC270 y 271 y pasa por un compresor centrifugo (K-257) para comprimir y elevar presión para vencer las perdidas en las líneas y equipos. Los contaminantes durante el periodo de regeneración reaccionan formando coque. COMPRESOR (H-257).y prosigue su curso hacia el área criogénico. bolas de cerámica y tamiz molecular). y el gas nuevamente es asociado al gas residual de la succión de los compresores. donde condensa todo el agua asociado en el gas y se separan en un depurador filtro seco de un micrón (V-255). Este calor es requerido más o menos de 1800 btu/lb de calor. El gas seco se dirige hacia los filtros secos de polvo . el agua es drenado hacia la piscina API o a los tanques de almacenamiento para su inyección a la formación.5 mmpcd para enfriamiento de la criba.En las operaciones del compresor de gas de regeneración se deben controlar e instrumentos de control: Luddy Pilar Huarcacho Huarachi 31 .-165 ºf . Actualmente con 53 –60 mmpcd. polvo del tamiz. presión de 1250 psi y 100 ºf máximo.Universidad Mayor de San Andrés Practicas Profesionales Ingeniería Petrolera agua en el gas y punto de rocío de – 100 a .5 mmpcd de gas para liberar el agua del tamiz y de 4. para llegar a estas temperaturas el gas es calentado a 550 ºf en el calentador suficiente como para calentar todo el sistema de regeneración (cañerías.En el periodo de regeneración el calor hace que las moléculas de agua si existen sean liberadas de las cerámicas activa. canalizaciones. degradación termal que reducen la capacidad y la vida útil del tamiz. Las temperaturas actuales de operación son de 450 a 480 ºf a la salida de los deshidratadores. Para lograr el buen secado del tamiz es necesaria una adecuada temperatura y distribución uniforme del gas en el periodo de regeneración. tiempo de presurización -------------.5 hrs.En condiciones normales de operación..25 min.10 min. Indicador local de presión. Válvulas de drenaje y de alivio. Indicador local de temperatura. C.20 hrs. Transmisor alto nivel alarma al DCS.tiempo de regeneración --------------------------. AEREOCONDENSADOR (AC-256). G. D. y se controla los siguientes: Temperatura del cuerpo del calentador. Transmisor de diferencial de presión.Este filtro cumple la función de depurar el agua y los tamices arrastrados en el gas de regeneración. Alarma de paro de alta temperatura.. .6 hrs.-----------.-----------.Universidad Mayor de San Andrés Practicas Profesionales Ingeniería Petrolera Transmisor de bajo flujo al DCS Transmisor de baja presión al DCS. DEPURADOR FILTRO DE POLVO SECO (V-255).8 hrs. .tiempo de apertura y cierre de válvulas --------. Tiene los siguientes instrumentos de control. CALENTADOR (H-277). Alarma de paro del compresor.-----------. Control de flujo desde la sala de operaciones. .tiempo de estandby -------------------. unas ves que la presión diferencial a Luddy Pilar Huarcacho Huarachi 32 . el filtro debe manejar 70 mmpcd.Control de velocidad alta y baja velocidad. La secuencia de tiempo de operación en las Cribas es: A.tiempo de adsorción ------------------------------.tiempo de enfriamiento --------------. F. B.Es un calentador de gas indirecto a baño de sal. . Indicador local de presión. E . Alarma de alta temperatura. presión de 1250 psi y presión diferencial de 15 psi máximo.-----------.25 min. Válvulas del quemador principal y del piloto.tiempo de despresurización ---------. Alarma de paro del aerocondensador. Funcionamiento. para atender la demanda de aquellos lugares hasta donde no lleguen las tuberías.7.6. 8. de la salida de los filtros secos se dirige hacia el área criogénica (intercambiadores de calor). sacando por el fondo los componentes más pesados. El flujo de gas deshidratado.- Con respecto al petróleo cualquier mezcla de gas configura un fluido muy liviano. podríamos retirar por el tope el propano. pudiéramos incluir una torre adicional para separar el butano entre sus dos componentes (isobutano y normal butano). En la primera columna. en la cual entra la mezcla de gas natural.1. Luddy Pilar Huarcacho Huarachi 33 . tendremos desde los componentes más livianos. Proceso de Fraccionamiento. como el metano y el etano. que pasan a formar la gasolina blanca. PLANTA DE GLICOL PROPAK 8. para satisfacer la demanda energética de gas natural. DESHIDRATACIÓN POR ABSORCIÓN 8. A su vez. Y si el mercado lo permite.8.1.6. PLANTA DE GLICOL B&SB 8. El metano y el etano se lo venden por tuberías. SISTEMA DE FRACCIONAMIENTO DEL GAS PLANTA CRIOGENICA.7. En la tercera columna separaríamos el butano de la gasolina. PLANTA DE GLICOL NATCO 8. ghrt 8. PLANTA DE GLICOL.1. Analicemos ahora el conjunto de torres que conforman la planta de fraccionamiento.3.7.6. El propano.Universidad Mayor de San Andrés Practicas Profesionales Ingeniería Petrolera alcanzado 15 psi se debe hacer el respectivo cambio de flujo del gas por el otro depurador y proceder a cambiar el filtro obturado.6. Este producto también se puede utilizar en sustitución de la gasolina de motor. se lo vende en garrafas en estado puro. En ese caso se requiere del tendido de las tuberías necesarias para conducir el producto.4. al comparar los diversos componentes que integran la mezcla de gas.5. En la segunda torre. Algunas veces se prepara una mezcla de propano y butano para venderlo como LPG. hasta los más pesados. podríamos producir metano y etano (que saldría por el tope de la primera torre) dejando el propano y lo componentes más pesados para que salgan por el fondo de esa primera torre.6. que suelen configurar el entorno de una Planta Fraccionadota. interiormente. la torre tiene una presión más o menos estable en toda su longitud. en cada uno de esos recipientes habrá burbujeo y desprendimiento de la porción más volátil. se convierte en gasolina de motor al mezclarla tetraetilo de plomo o MTBE (metil-ter-butil-éter). Imagínese ahora que la torre está llena con una serie de platos igualmente distanciados entre el tope y el fondo. progresivamente.- Es cada uno de esos cilindros verticales. Torres de Fraccionamiento. ubicado en su zona media. desde los más livianos hasta los más pesados. que entra al primer plato para completar la operación. una porción de líquidos que baja hasta el fondo de la columna. los platos de burbujeo estarán siempre llenos y existirá en equilibrio una porción de vapor que. pero. De esa manera habremos satisfecho la demanda de productos energéticos de uso común en el mercado internacional. Aunque tal cosa no se descubre a simple vista. pero en este caso se trata de la separación de los integrantes más livianos de la cadena de hidrocarburos. ¿Cómo se produce el fraccionamiento dentro de la torre? Lo primero que se debe aclarar es que. los pesados. Cuando se trata de una columna fraccionadora la parte liviana se irá al tope de la torre mientras que la porción pesada quedará en el fondo.2. Imaginemos que colocamos una porción de gasolina en un recipiente abierto.Universidad Mayor de San Andrés Practicas Profesionales Ingeniería Petrolera La gasolina blanca tiene múltiples usos. de inmediato se empezarán a desprender los componentes más volátiles y. Cada una de las torres se encarga de retirarle una porción a la cadena de hidrocarburos. hasta dejar los bitúmenes pastosos que ya no aceptan mayores cortes. de uno a otro plato. Por cuanto hay líquidos que entran a la torre de manera continua a la altura del plato de carga. Obviamente. con Luddy Pilar Huarcacho Huarachi 34 . que se llena de líquido gracias al reflujo. desde cada plato. En cambio la temperatura del tope es mucho más baja que la del fondo de la torre. Aquí está la clave de la separación. los vapores empezarán a ascender.1. altos y de gran diámetro. Existe también la zona superior. 8.7. obviamente. están organizados para sacarle al petróleo los diferentes componentes. también en estado líquido. Al comienzo saldrán los más livianos y. así como. hasta llegar al fondo. asciende hacia el tope. Así que. de tal manera que los líquidos vayan cayendo. Con el gas natural ocurre lo mismo. La única diferencia de presión que hay entre el tope y el fondo es debido al peso propio de los fluidos. desde el tope hacia el fondo. De esa manera la torre irá estratificando los fluidos en función de sus respectivos puntos de burbujeo. Es decir que. Si ahora recordamos que la temperatura del fondo es la más alta. puede recuperar propano por encima del 95% y 100 % de la gasolina natural de la alimentación del gas natural. dentro de la torre. En esta planta se produce la separación del metano. existe un gradiente de temperatura. En esta planta turbo expansora también los adelantos del software de simulación de proceso y los ingenieros de proceso han contribuido a la eficiencia termodinámica para la recuperación de líquidos. por ejemplo) habría que sacarla de los platos del tope. que nos permite mejorar el intercambio de temperatura y mejorar la eficiencia termodinámica del proceso para la recuperación de líquidos. condensando los hidrocarburos más pesados a bajas temperaturas. la temperatura en cada plato es cada vez más alta. 8.7.3. Eso permite que los fluidos se vayan evaporando a medida que descienden. Planta Criogénica – Carrasco. un aceite pesado. El operador podrá decidir de qué plato debe retirar un determinado producto para satisfacer los requerimientos de algún comprador. todos los platos de la torre estarán llenos de líquido y.- La moderna planta turbo expansora criogénica de carrasco. en el caso de las refinerías si se tratara de producir un fluido liviano (una gasolina.1. Es importante la eficiencia de la integración del calor entre el gas de admisión y el gas residual para la refrigeración. En la planta también cuenta con un bypass del turbo expansor. con respecto al tope. Es fácil aceptar que las porciones más pesadas necesiten de mayor temperatura para evaporarse.Universidad Mayor de San Andrés Practicas Profesionales Ingeniería Petrolera este aporte. habría que obtenerlo de los platos del fondo. garantizarán el equilibrio termodinámico en cada una de las etapas o platos de burbujeo. Luddy Pilar Huarcacho Huarachi 35 . Los más pesados hacia el fondo y los más livianos en los platos del tope. al entrar en contacto con los vapores que suben. Así. será fácil entender que. Válvula JT (efecto de Julio Thompson) significa que los parámetros de operación son diferentes que por turbo expansor que explicaremos mas adelante. mientras que. quemador. E-260A. para luego juntarse nuevamente antes de ingresar al separador DHX T-264.Propósito y descripción. Válvulas manuales de control. enfrían el reflujo en E-267 y se dividen. el cual trabaja a una temperatura de -7°F. y para gas combustible para generador. Control e instrumentación. 8. horno. Equipos. los gases a baja temperatura (próximo a 0°F) salen por la parte superior. el gas sale por la parte superior de la columna y conducido para aprovechar su baja temperatura en los intercambiadores E-262. Indicadores de temperatura en el DCS. una parte va directamente al separador de baja temperatura DHX T-264 (controlar la temperatura. temperatura del plato #20) previo se divide para pasar por el intercambiador E267. Luddy Pilar Huarcacho Huarachi 36 .6. del separador V-261 los líquidos son transportados pasando por el intercambiador E-261 a la torre desetanizadora a la altura del plato #18.2.7.INTERCAMBIADORES DE CALOR G/G (E-260 A/B Y G/L E-261 A). para los líquidos superiores se cuenta con un sistema de aceite caliente en el rehervidor de reflujo E-278 y los líquidos de fondo son depositados en el separador V266 y transportados a la Desbutanizadora.De este separador los hidrocarburos líquidos son bombeados por las Bombas P-265A/B a la torre T-263 (controlar nivel. Los gases que salen por la parte superior de la desetanizadora son enfriados en los intercambiadores E-267 y E-262 y conducidos al plato #1 del separador DHX T264. presión.1. diferencia de presión) y la otra va al turbo-expansor donde se produce una caída de la presión y temperatura (hasta de -90°F. E-260B.Indicadores de temperatura de entrada y salida local.El gas de admisión es subenfriado en los intercambiadores con el gas residual frío y liquida frío del separador de la entrada al turbo expansor para condensar los componentes de mayor peso molecular como la gasolina natural recuperado de la corriente de carga del gas natural. instrumentos y Parámetros de Operación. compresor. finalmente son conducidos al turbo compresor K-269 para luego dividirse su flujo a los compresores # 1.4.3. De acuerdo a esta explicación podemos decir que los intercambiadores gas/gas y gas /líquidas son planchas de doble paso donde se efectúa el enfriamiento el gas de admisión y precalentamiento del gas residual en contra corriente. temperatura de fondo..4. estos gases ingresan al separador V-261.Universidad Mayor de San Andrés Practicas Profesionales Ingeniería Petrolera El gas proveniente de los filtros F-253/254 ingresan por un sistema de intercambiadores gas / gas E-260A/B. Propósito y descripción. Panel de control local del expansor –compresor. Funcionamiento. El gas de admisión entra por la carcasa del intercambiador.Propósito y descripción.. SEPARADOR DE ALTA PRESION (V-261). se dirige a la entrada del expansor o J.T.Válvulas de control ON –OFF de entrada al expansor 268 A/B y 269 Válvula de control de presión de entrada al expansor PC..20 ºF condiciones actuales de operación de 1100 psi –10 ºF y 52 mmpcd. Bombas de aceite P-272 A/B. con el objetivo de enfriar más el área criogénica. Programa lógico de control PLC. este proceso es iso-entropico a entropía constante.El líquido sale por la parte inferior del separador y va a intercambiar calor una parte del gas de admisión y continua su flujo hacia el cuello de la desetanizadora. Vale hacer notar que si el gas es más macro o seco se enfría mas el gas en la entrada al expansor. y el gas residual frío por los tubos. Las condiciones de operación de 1350 psi 70 mmpcd.Universidad Mayor de San Andrés Practicas Profesionales Ingeniería Petrolera Funcionamiento. El gas sale por la parte superior. Gas de sello expansor – compresor.Indicador local de presión y temperatura. Luddy Pilar Huarcacho Huarachi 37 . TURBO EXPANSOR (E-268) -COMPRESOR (E-269). Transmisor de presión y temperatura al DCS... Válvula de control de temperatura de gas de sello. Válvula de control de nivel y de alivio.Los líquidos condensados por enfriamiento en los intercambiadores del gas de admisión son recuperados en el separador de alta presión de la criogénica. si el gas es más rico se necesita una refrigeración externa para enfriar. Control e instrumentación. Aéreo enfriador AC-272. es un proceso irreversible. El gas de la carga se dirige al separador de alta presión a la entrada del turbo expansor.268B..Los expansores son turbinas centrifugas con alabes angulares diseñados para el tipo de gas a procesar y recuperar los gases licuables de mayor peso molecular por expansión del gas.Los intercambiadores deben manejar 70 mmpcd y presión 1350 psi máximos. Control e instrumentacion. Funcionamiento. Propósito y descripción.La válvula J. Válvulas de control manual de entrada y salida del expansor.. Paro de emergencia del turbo expansor. Control e instrumentación.compresor. el descenso de temperatura es por la caída de presión del alimento y salida del turbo.. Válvulas de alivio.Propósito y descripción.T. es un bypass del turbo expansor.T. temperatura de –15 ºF donde se expande isoentrópicamente. la caída de presión es menos.El gas subenfriado es enviado a la válvula J. de los hidrocarburos líquidos. Válvulas de drenaje del expansor. es un proceso de expansión a entalpía constante. y sale con una presión de 430 psig y temperatura de –48ºF a -60 ºF en condiciones normales de operación de 50. porque las temperaturas son menores a –60 ºF el cual esta operada por él turbo expansor.El gas subenfriado es enviado al expansor con una presión de 1100 psi.T. Se conoce con sistema criogénico.70 mmpcd de gas en proceso.La válvula J. se dirige al separador de baja más conocido como DHX.Universidad Mayor de San Andrés Practicas Profesionales Ingeniería Petrolera Control de vibración y temperatura en el MCC-100. Funcionamiento. VALVULA JT (PCV-268 A).Uno de los procesos más eficaces para la recuperación de propano. El gas procesado de la salida del turbo expansor y la válvula J. con una presión de 1100 psi. SEPARADOR DE BAJA DHX (V-264). El enfriamiento es menor y porcentaje de recuperación..T. cuando se requiere realizar mantenimiento o se presenta algún problema del turbo expansor la planta criogénica sé operada por la válvula J.70 mmpcd de gas en proceso.Control de operación desde el DCS.. Válvulas de control manual. Alarma de paro en el DCS del turbo expansor. y sale con una presión de 320 psi y temperatura de –95 ºF en condiciones normales debe operar de 50. es la concentración y atención en el separador de salida del Luddy Pilar Huarcacho Huarachi 38 .T. temperatura de 0 ºF a 20ºF donde se expande a entalpía constante. presión de 320. Luddy Pilar Huarcacho Huarachi 39 . controlada por una válvula automática(TIC-267) de control de temperatura. Control e instrumentación.. Transmisor de nivel al DCS. parece lógico concentrar la atención en esta área de la planta a fin de reducir las perdidas de líquidos en el vapor del gas residual. temperatura de –90 ºF a –95ºF. Transmisor de presión y temperatura al DCS. presión de 435 psig a 430 psig. La flexibilidad del funcionamiento para la máxima recuperación de propano es el manejo de válvulas de modo que pueda controlar las temperaturas en los intercambiadores de la cima de la torre.T. temperatura de –48 ºF a –60 ºF. El separador de salida del expansor es una torre recontactora con pocas bandejas. entre el rechazo de la Desetanizadora y el flujo del líquido del fondo de la DHX. Y el gas residual.7 psi.Indicador local de presión y temperatura. Donde la mayor parte del propano contenido en la fase de vapor se recupera por el reflujo de la cima de la torre. que pasa por el intercambiador de la cima de la torre(E-267)para intercambiar calor con el rechazo de la Desetanizadora. en los intercambiadores de la cima de la torre. actualmente en la planta carrasco recupera del 94% al 96% de propano. En condiciones de operación de la planta criogénica por la válvula J. aprovechando al máximo el intercambio de energía entre la corriente caliente y fría. Indicador local de nivel. presión diferencial de 1. este reflujo consistente de los vapores de la cima de la Desetanizadora y el intercambio de calor con los líquidos de fondo de la DHX. También quiero hacer notar que la presión diferencial de torre a torre debe existir de 5 a 50 psig de diferencia. factor de recuperación de 94% a 96% de propano.El líquido sale por la parte inferior de la torre recontactora y es bombeado por bombas de reflujo (P-265 A/B) a la cima de la Desetanizadora.Universidad Mayor de San Andrés Practicas Profesionales Ingeniería Petrolera expansor. Indicador local de presión diferencial. Funcionamiento. una parte del líquido pase por el intercambiador y otra directo a la torre Desetanizadora. Cabe hacer notar que las plantas convencionales la recuperación de líquidos son máximas hasta el 85% como Vuelta Grande. En condiciones normales de operación con turbo expansor de gas residual de 48 57 mmpcd. donde se juntan en la entrada de la torre DHX.Propósito y descripción. Una característica singular de la Desetanizadora es que se pierde un 5% de propano. y posteriormente dirigirse hacia el booster compresor. Este aceite cumple la función de refrigerar y Luddy Pilar Huarcacho Huarachi 40 . anteriormente mencionados. quiere decir que el reflujo del rechazo de la Desetanizadora nos ayuda a recuperar un 10 % de propano. Continuamos con el gas residual de la salida del intercambiador E. cuenta con sellos de gas residual caliente de la descarga de los compresores de 90ºF a 130ºF en dos puntos de la turbina (expansor – compresor) con una presión de 500psig a 600psig. también sin el reflujo del rechazo de la Desetanizadora que ingresa a la cabeza de la DHX se perdería aproximadamente un 10 % de propano.El compresor es centrifugo con alabes angulares diseñados para comprimir el gas residual a la presión de succión de los compresores residuales. al igual que el expansor es un proceso isentropico a entropía constante. La salida del gas residual del intercambiador E-262 se dirige hacia los intercambiadores de entrada a la planta criogénica para intercambiar (E-260 A/B) con el gas de admisión a la planta criogénica. pasa por el intercambiador de la cima de la torre (E-262) para intercambiar calor con el gas de rechazo de la Desetanizadora.Los intercambiadores son para optimizar la recuperación de líquidos entre el gas caliente y frío. nos ayuda a recuperar los líquidos de la fase vapor del gas residual en la DHX.260 A/B. Los líquidos recuperados del separador de alta y de la DHX se dirigen a la Desetanizadora. El gas de salida. una parte del gas de rechazo pasa por el intercambiador y otra directo. Para que no exista comunicación de flujo de fluidos entre el compresor y el expansor. BOOSTER COMPRESOR (K-269). por la cabeza de la torre recontactora (DHX) gas residual.. En el centro de los puntos de gas de sello se tiene circulación de aceite. El turbo expansor – compresor están comunicados por un eje de transmisión en el cual el gas de entrada al expansor entra en una dirección y el gas residual en otra dirección al compresor.Universidad Mayor de San Andrés Practicas Profesionales Ingeniería Petrolera El factor de recuperación es de 55% a 60%. este gas de rechazo de la Desetanizadora es controlado por una válvula automática de control de temperatura (TIC-262) para controlar la eficiencia del intercambio de calor. recuperado en la DHX. El principio fundamental es ganar la energía del expansor para comprimir el gas residual y al mismo tiempo frenar la aceleración del expansor. INTERCAMBIADORES E-267 Y E-262. Válvulas de alivio.El gas residual de la salida de la DHX se dirige hacia el booster compresor una presión de 310 psig. el aceite es bombeado por bombas P-272 A/B a la turbina. Control y instrumentacion.Universidad Mayor de San Andrés Practicas Profesionales Ingeniería Petrolera lubricación al eje de transmisión del expansor compresor.. o también se puede arrancar localmente desde el PLC. Aéreo enfriador AC-272. Panel de control local del expansor –compresor. así mismo cuenta con un panel de control de operaciones donde se puede verificar las condiciones de operación. Funcionamiento.compresor.Válvula de seguridad ON OFF. programa lógico de control con parámetros definidos de operación el cual recibe señales de transmisión desde diferentes puntos del expansor compresor y analiza las condiciones de operación y envía la señal de paro en caso de parámetros fuera de su programa. Para la puesta en marcha del turbo expansor primeramente se debe preparar en el programa PLC y posteriormente dar la señal de arranque desde el DCS. Alarma de paro en el DCS del turbo expansor. El expansor tiene drenajes de líquido de los cojinetes y un indicador de temperatura gas de sello para comprobar la circulación de gas. Válvulas de drenaje del expansor. este aceite caliente circula por un enfriador AC-272 para enfriar y continuar su ciclo por filtros hacia el reservorio de aceite y continuar el ciclo de refrigeración. Válvula bypass del compresor. Programa lógico de control PLC. Bombas de aceite P-272 A/B. temperatura de acuerdo a la temperatura ambiente de donde se comprime isoentrópicamente a una presión de 405 psig – 430 Luddy Pilar Huarcacho Huarachi 41 . El programa PLC tiene un enlace de control con el programa DCS (sala de control) de donde se pude parar y arrancar el turbo o controlar a media carga de acuerdo a los parámetros de operación. El turbo expansor compresor tiene un sistema de control local programado PLC. Gas de sello expansor – compresor. En caso de emergencia cuenta con paro de emergencia operado en el PLC. Control de vibración y temperatura en el MCC-100. Válvula de control de temperatura de gas de sello.. para no afectar con elevadas temperaturas los sistemas de transmisión e instrumentación de la turbina. el líquido de la parte superior o cúspide como reflujo y por el cuello de la torre como carga. estas operaciones dependiendo si es con turbo expansor o por la válvula J. Funcionamiento..Universidad Mayor de San Andrés Practicas Profesionales Ingeniería Petrolera psig o presión de succión de los compresores residuales y temperatura de 120ºF a 145ºF en condiciones normales de operación de 48 . temperatura de 215ºF – 246ºF. y rechazar el componente más liviano de la fase líquida por la cabeza de la torre. tasa de reflujo y relación de temperatura de fondo.Propósito y descripción. Cantidad de líquidos recuperables del gas..60 mmpcd de gas residual. presión de operación de 410 psig. Indicador de temperatura de la cabeza.T. Transmisor de alarma de alto y bajo nivel en el DCS. La separación consiste en circular en contracorriente por el interior de la torre. El vapor es generado en un hervidor. Control e instrumentación.14 gpm. El objetivo del contra flujo es que exista un contacto intimo en equilibrio de la fase líquida y vapor. para establecer un intercambio de materia entre ambas fases a través de los platos de borboteo. caudal de reflujo 60 – 122 gpm. donde se hace hervir la fase liquida para formar vapor. Indicador local de nivel. el vapor generado en el calentador (reboiler) por el plato chimenea de la torre situado en la parte inferior.El propósito de torre desetanizadora es separar o rechazar los componentes más livianos de la mezcla líquida por vaporización. Parámetros de operación normal: caudal de alimentación 6 . Luddy Pilar Huarcacho Huarachi 42 . A una temperatura de 70ºF a 100ºF. de acuerdo a las características y composición de la carga de alimentación del líquido a la torre. El gas de la salida del booster compresor se dirige hacia la succión de los compresores residuales previamente enfriado en los aéreo enfriadores AC-270-71. se debe mantener parámetros de operación constantes. la volatilidad. la relación de los componentes livianos –pesados. DESETANIZADORA (T-203).Indicador de presión y temperatura local. Indicador de presión diferencial de la cabeza.En condiciones normales. pérdida de líquido de fondo. Indicador de temperatura local.Indicador local de presión.. DESBUTANIZADORA (T-310). estos gases se condensan en el condensador AC-330 y depositados en el acumulador de reflujo V-340 (controlar nivel. temperatura de alimentación) donde se produce la separación del C3. y hasta C5.. este reservorio sirve como control de nivel de la torre desetanizadora y una línea de igualación de presión entre la torre de desetanizadara y el reservorio. C4. presión) y desde este acumulador Luddy Pilar Huarcacho Huarachi 43 . debe mantener la misma presión que la torre desetanizadora de 410 psi y temperatura de 210 – 245 ºF en función de carga de líquido a la torre desetanizadora y componentes livianos y pesados en el producto de fondo. El flujo de líquido de del V-266 se dirige hacia la torre desbutanizadora. N-Cs según análisis cromatográfico. Los líquidos del fondo de la torre desetanizadora se dirige hacia un tanque de acumulación o reservorio. al existir alta temperatura la velocidad de intercambio es rápida entre el vapor y el líquido en los platos. Si no se mantiene nivel en el visor o perdida de nivel en la torre. Válvulas control de presión al quemador. baja eficiencia de recuperación de la columna. si existe inundación se llena de líquido los platos resultando perdida de eficiencia en la columna de platos.Propósito y descripción.Universidad Mayor de San Andrés Practicas Profesionales Ingeniería Petrolera Es importante mantener nivel dentro del visor. ocurre alta temperara.Los líquidos del separador V-266 pasan por el intercambiador E-300 para ingresar a la torre T-310 (controlar temperatura de fondo.El tanque de sugerencia es un acumulador de líquido recuperados del gas natural. TANQUE DE SURGENCIA (V-266). perdida de productos de fondo. Líneas de drena al acumulador V-500. Funcionamiento. Válvula de control de flujo. Indicador local de nivel. Indicador de flujo al DCS. Control e instrumentación.En condiciones normales de operación. N-C4. que exista un contacto intimo de la fase líquida y vapor para establecer un intercambio de materia entre ambas fases. Alarmas de alta presión al DCS. Indicador local de temperatura. Esta torre también cuenta con un reboiler ó calentador de reflujo E-320. grados API de la gasolina. y rechazar el componente más liviano (GLP) por el tope o cabeza.. la volatilidad relativa. la fase líquida o carga por la parte superior. relación de temperatura de fondo con la composición. tasa de reflujo.Indicador local de presión.El propósito de la torre desbutanizadora es fraccionar los componentes de GLP por el tope..Universidad Mayor de San Andrés Practicas Profesionales Ingeniería Petrolera se bombea con la bomba P-335 A/B (controlar presión de descarga) a los tanques de GLP . gravedad específica del GLP. Funcionamiento. Alarmas de alta temperatura al DCS. por el interior de la torre a atreves de las válvulas de borboteo. Válvulas de control de flujo de la gasolina y GLP.En condiciones normales. Luddy Pilar Huarcacho Huarachi 44 . Indicador local de nivel. Alarmas de alto nivel al DCS. donde se hace hervir la fase liquida para formar vapor. Válvulas de alivio al quemador. Válvulas de control de presión al quemador. Propósito y descripción. tensión de vapor reíd de la gasolina y GLP. y la gasolina natural por la parte inferior de la torre. Medidores de flujo de gasolina y GLP. y vapor generado en el calentador (reboiler) por el plato chimenea de la torre situado en la parte inferior. El vapor es generado en un hervidor. a través de los platos de borboteo. Líneas de drenaje al V-500. y gasolina natural por el fondo de la torre. de acuerdo a las características de la composición y calidad del producto terminado. La separación consiste en circular en contracorriente de flujo. Control y instrumentacion.E1 liquido de fondo de la columna (gasolina blanca) pasa por un enfriador y de ahí a los tanques de almacenamiento. la relación de los componentes livianos –pesados. El objetivo del contra flujo es. se debe mantener parámetros de operación constantes. una parte del líquido condensado se dirige a la cabeza.58. ocurre pérdida de líquido de fondo. que sirve como tanque de surgencia de reflujo de la cabeza de la torre por intermedio de bombas ( P-335 A/B )centrífugas. taza de reflujo de GLP una relación de reflujo/carga de 0. Control e instrumentación. El producto terminado de la cabeza GLP de la desbutanizadora es acumulado en un reservorio. si existe inundación se llena de líquido en los platos resultando perdida de eficiencia en la columna de platos.Indicador de nivel local Indicador de presión local. para condensar componentes pesados existentes en el tope de la torre. presión de operación de 190 psig. incremento drástico de presión diferencial y perdida de sensibilidad de los controladores.T. perdida de productos de fondo. Indicador de temperatura local. baja eficiencia de recuperación de la columna. El flujo de condensados de la cabeza de la debutanizadora pasa por un aéreo enfriador para condensan y se acumula en un reservorio. es con turbo expansor o por la válvula J. El producto terminado del fondo de la torre gasolina natural es almacenado juntamente con el condensado estabilizado. para el cambio de las variables de control de la calidad del producto terminado. este producto es bombeado una parte como reflujo a la misma torre. Es importante mantener nivel dentro del visor. ACUMULADOR DE REFLUJO (V-340).0. ocurre alta velocidad de intercambio de temperara. y otra parte como producto terminado a los tanques de almacenamiento de GLP para su venta. donde el líquido es atomizado al existir alta temperatura. previamente pasa por un intercambiador de calor con la carga de alimento a la torre y continua el flujo por un aereoenfriador para enfriar la gasolina y continuar su flujo para juntarse con el condensado y posteriormente para ser almacenado en los tanques de almacenamiento. la velocidad de intercambio de masa es rápida entre el vapor y el líquido en los platos.Universidad Mayor de San Andrés Practicas Profesionales Ingeniería Petrolera Los parámetros de operación normal: caudal de alimentación de 48 -85 gpm. Luddy Pilar Huarcacho Huarachi 45 . temperatura de 340 ºF. Si se tiene perdida de nivel en el visor o perdida de nivel en la torre.Propósito y descripción. estas operaciones dependiendo si las operaciones. previamente condensado en un aéreo condensador para bajar la temperatura y condensar el producto terminado.60 gpm. es mantener nivel para controlar el reflujo. 7. nivel 100%.. Válvulas de alivio de alta presión. El producto terminado de la salida del acumulador de reflujo (GLP) se almacena en tanques salchichas. Transmisor de temperatura al DCS. Válvulas de control de presión automáticas. temperatura menor a 115ºF relación de reflujo de 0.Universidad Mayor de San Andrés Practicas Profesionales Ingeniería Petrolera Transmisor de nivel al DCS. mantener presión de 190 psi. Válvulas de drenaje de líquidos. y transporta en camiones cisternas a distintos puntos del país y fuera del país.58 producto/carga. Válvulas de control de nivel automáticas . carga producto terminado en la cabeza de la debutanizadora. Funcionamiento. fgdfgdfg 8.El funcionamiento normal del acumulador. Luddy Pilar Huarcacho Huarachi 46 .