informe de practicas de campo 2014

INDICE1.- AGRADECIMIENTO Y RECONOCIMIENTO:...............................................................................7

2.- INTRODUCCION:............................................................................................................................. 8

2.1.- OBJETIVOS:........................................................................................................................................9

3.-MARCO TEORICO.......................................................................................................................... 10

3.1.-GENERALIDADES DE LAS ETAPAS DE LA INDUSTRIA PETROLERA...................................10 EXPLORACIÓN.....................................................................................................................................10 PERFORACIÓN.....................................................................................................................................10 INGENIERÍA DE RESERVORIOS..............................................................................................................10 PRODUCCIÓN, REFINACIÓN..................................................................................................................10 TRANSPORTE Y COMERCIALIZACIÓN...................................................................................................103.2.-GENERALIDADES DEL TRATAMIENTO DEL GAS.....................................................................18

3.2.1.-DENOMINACION DEL GAS NATURAL......................................................................................203.2.2.-ESQUEMAS DE PROCESO TIPICO............................................................................................213.2.3.-PROCESOS DEL GAS NATURAL................................................................................................213.2.4.-OBJETIVO DEL TRATAMIENTO DEL GAS................................................................................233.2.5.-EFECTOS DEL AGUA EN EL PROCESO...................................................................................243.2.6.-ABSORCION.................................................................................................................................253.2.7.-ENDULZAMIENTO DEL GAS.....................................................................................................273.2.8.-EFECTO DE LOS GASES ACIDOS.............................................................................................273.2.9.-ESQUEMA DE PROCESO DEL GAS CON AMINAS (SOLVENTE QUIMICO)..........................283.2.10.-ESQUEMA DE PROCESO DEL GAS CON SOLVENTES FISICOS..........................................293.2.11.-FRACCIONAMIENTO DEL GAS...............................................................................................303.2.12.-PROCESO DE FRACCIONAMIENTO.......................................................................................30

4.-DESARROLLO................................................................................................................................. 33

4.1.- PLANTA DE GAS – CARRASCO.....................................................................................................334.1.1.- UBICACIÓN GEOGRÁFICA.......................................................................................................334.1.2.-MISION.........................................................................................................................................334.1.3.-VISION.........................................................................................................................................344.1.4.- ÁREA CARRASCO.......................................................................................................................344.1.5.- CAMPO CARRASCO...................................................................................................................344.1.6.- CAMPO BULO BULO.................................................................................................................354.1.7.- CAMPOS KANATA SUR Y KANATA NORTE (KFW, KNE)........................................................364.1.8.- CAMPO CARRASCO FOOTWALL..............................................................................................364.1.9.- CAMPO CARRASCO ESTE.........................................................................................................374.1.10.- INDUCCIÓN DE SEGURIDAD................................................................................................394.1.11.-OBJETIVO..................................................................................................................................414.1.12.-DEFINICIONES.........................................................................................................................414.1.13.-GENERALIDADES.....................................................................................................................414.1.14.-EQUIPO DE PROTECCION PERSONAL (EPP).......................................................................424.1.15.- ACTIVIDADES OPERATIVAS...................................................................................................463.2.2.- INSTALACIONES GENERALES..................................................................................................53

LUIS RODOLFO GALARZA ASCUI 205034330 Página 1

4.1.16.- PERSONAL PERMANENTE EN CAMPO CARRASCO.............................................................544.2.- PLANTA DE GAS - RIO GRANDE..................................................................................................56

4.2.1.- PLANO DE UBICACIÓN DE LOS CAMPOS..............................................................................594.2.2.-AREA DE COLECTORES (BATERIAS):......................................................................................604.2.3.- AREA DE SEPARACION.............................................................................................................614.2.4.- AREA DE ALMACENAMIENTO.................................................................................................754.2.5.-TANQUES DE ALMACENAMIENTO...........................................................................................754.2.6.-AREA DE ALMACENAMIENTO..................................................................................................784.2.7.- AREA DE BOMBEO....................................................................................................................804.2.8.- DESCRIPCIÓN Y CARACTERIZACIÓN DE UNA PLANTA DE GAS........................................834.2.9.-SISTEMA DE DESHIDRATACION DEL GAS..............................................................................834.2.10.-DESCRIPCION DE LOS EQUIPOS DE UNA PLANTA DESHIDRATODRA CON “TEG”......864.2.11.- FRACCIONAMIENTO DEL GAS..............................................................................................91

5.- CONCLUSIONES........................................................................................................................... 109

6.-RECOMENDACIONES.................................................................................................................. 109

7.- GLOSARIO.................................................................................................................................... 110

7.1.-ABREVIATURAS.............................................................................................................................125

8.-BIBLIOGRAFIA.............................................................................................................................. 127


INFORME DE PRACTICAS DE CAMPO “PET 244”

PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS “CARRASCO Y RIO GRANDE”

1.- AGRADECIMIENTO Y RECONOCIMIENTO: Muchas son las personas que directa o indirectamente han hecho posible la

elaboración de este informe de prácticas y a las cuales le estoy profundamente agradecido:

A Dios por haberme dado fortaleza en momentos de debilidad, por darme sabiduría y el conocimiento para realizar estas practicas.

A nuestros padres por sus sacrificios, la confianza y el apoyo que nos brindaron para la culminación de nuestra carrera.

A los Docentes de la Carrera de Ingeniería Petrolera que con dedicación y esmero nos incentivaron día a día, para seguir ampliando nuestros conocimientos.

Al Ing. Luís Fernandez Padilla por sus conocimientos y experiencia laboral que nos brinda incondicionalmente y por haber hecho todas las gestiones necesarias para lograr la realización del curso, ya que sin su colaboración no hubiera sido posible realizar estas practicas de campo.

A la Universidad Autónoma Gabriel René Moreno, por darnos la oportunidad de formarnos como buenos profesionales y así trabajar para poder mejorar el crecimiento en la industria y por ende en el país.

2.- INTRODUCCION:En el presente trabajo se dará a conocer la información los procesos del tratamiento de gas en las plantas de Rio Grande y Carrasco.


La Empresa Operadora de la Planta de Rio Grande, es la Empresa Petrolera YPFB Andina, esta es una compañía boliviana que centra sus actividades en la exploración, explotación y comercialización de Hidrocarburos. YPFB Andina pertenece a la Estatal YPFB y a la Empresa española Repsol.YPFB Andina S.A. es una empresa subsidiaria de YPFB Corporación dedicada a la exploración y producción de hidrocarburos, esta empresa es socio mayoritario de los Campos San Antonio y San Alberto, que en conjunto aportan aproximadamente el 60% de la producción de Gas Natural del país.

El campo Rio Grande se encuentra ubicado a 55 kilómetros al sureste de Santa Cruz.

Además, de las diferentes etapas del procesamiento del gas natural, a partir de la recolección de los Hidrocarburos, a través de las Baterías, luego la separación de los fluidos, para su posterior almacenamiento.

La Empresa Operadora de la Planta de Carrasco, es la Empresa Petrolera Chaco S.A. la cual se constituyó, en el marco de la Ley de Capitalización de empresas públicas N°1.544 de fecha 21 de Marzo de 1994, mediante la cual Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) como sector público, y sus trabajadores como sector privado, conformaron una sociedad de economía mixta denominada “Empresa Petrolera Chaco Sociedad de Economía Mixta” (Chaco S.A.M.).

2.1.- OBJETIVOS:

Complementar los conocimientos teóricos adquiridos en la Universidad “U.A.G.R.M.” con los conocimientos prácticos obtenidos mediante la práctica petrolera para que de esta forma podamos alcanzar una buena formación académica.

Conocer los procesos de gas natural en dos plantas de tratamiento y sus diferencias.

Conocer el proceso del gas natural para obtener productos terminados como

ser Condensado, Gasolina Natural, GLP y Gas Residual o Gas Seco.

Normas y procedimientos de Seguridad, Salud y Medio Ambiente.


http://www.ypfb.gov.bo/

http://www.ypfb.gov.bo/

3.-MARCO TEORICO

3.1.-GENERALIDADES DE LAS ETAPAS DE LA INDUSTRIA PETROLERA

En la industria petrolera, en general, se realizan cuatro grandes procesos:

Exploración.

Perforación.

Ingeniería de reservorios.

Producción, refinación.

Transporte y Comercialización.

El petróleo y el gas natural son la fuente de energía más importante de la sociedad actual, si nos ponemos a pensar qué pasaría si se acabara repentinamente, enseguida nos daríamos cuenta de la dimensión de la catástrofe: los aviones, los automóviles y autobuses, gran parte de los ferrocarriles, los barcos, las máquinas de guerra, centrales térmicas, muchas calefacciones dejarían de funcionar; además de que los países dependientes del petróleo y el gas natural para sus economías se hundirían en la miseria.

Así mismo, sus derivados son de gran importancia en nuestra vida moderna, puesto que casi todo los que compramos, vemos, y tocamos están fabricados con polímeros u algún otro tipo de material sub-derivado de los polímeros. Es así que en el presente trabajo de investigación estudiaremos conceptos relacionados con el petróleo, sus derivados y su proceso de obtención.


http://www.monografias.com/trabajos14/administ-procesos/administ-procesos.shtml#PROCE

http://www.monografias.com/trabajos10/petro/petro.shtml#pe

http://www.monografias.com/trabajos11/norma/norma.shtml

http://www.monografias.com/trabajos34/el-trabajo/el-trabajo.shtml

http://www.monografias.com/trabajos11/artguerr/artguerr.shtml

http://www.monografias.com/trabajos6/auti/auti.shtml

http://www.monografias.com/trabajos35/sociedad/sociedad.shtml

http://www.monografias.com/trabajos10/petro/petro.shtml#pe

3.1.1.-EXPLORACIÓN

Para encontrar zonas con petróleo se realizan estudios en la superficie tales como: geología de campo y topografía del terreno.

Luego, si hay indicios de un reservorio de hidrocarburos, se realizan análisis geofísicos mediante métodos magnéticos, gravimétricos y sísmicos. Esas zonas delimitadas que contienen reservas de petróleo son llamadas yacimientos.

Se encuentran generalmente en terrenos pertenecientes a épocas que se extienden desde la era primaria (Cámbrico hace 500 millones de años) hasta la terciaria (Mioceno más joven hace 7 millones de años). En los yacimientos, el petróleo comúnmente se encuentra confinado en el subsuelo dentro de capas porosas (arenas) acompañado con otros fluidos como agua y gas. Las rocas en estas zonas son llamadas rocas almacén y su característica más importante es su porosidad y permeabilidad.


Cañ 13 3/8"354.6 m.

Lin

er 7

"36

41 m

PF = 3985 mTVD = 3540 m

344 m.

AR. SARA

Cañ 9 5/8"2410 m.

CONTACTO AGUA PETROLEO TVD = 3547 m

KOP = 3301 m.

CONTACTO GAS PETROLEO TVD = 3537 m

BL. 2250.68 m.

PC

K. 3

480

m

PF. Pozo Piloto 3624 m

Tubería 2 7/8” Hyd.

Para que haya más acumulación petrolífera es necesario que ocurra lo que en términos geológicos se denomina un entrampamiento o formación de una trampa, que sea capaz de detener la migración del crudo.

3.1.2.-PERFORACION

Perforación consiste en atravesar la roca para extraer el petróleo del subsuelo. El método de perforación rotatorio es el más usado en la actualidad y consiste en bajar una barrena por medio de tubos y hacer girar la tubería para penetrar la roca. Hoy día se han desarrollado nuevas técnicas para adaptar los equipos de perforación a cada situación particular, lo cual depende del lugar donde se llevará a cabo la operación de producción, es decir, si será en zonas terrestres, aguas profundas o áreas pantanosas.


3.1.3.- INGENIERÍA DE RESERVORIOS

Es la ciencia que estudia las características de los reservorios antes, durante y después de la perforación de pozos.

CARACTERÍSTICAS DE LA ROCA RESERVORIO:

Las principales características de una roca reservorio son:

La porosidad

La permeabilidad

La porosidad se refiere a la capacidad de la roca de tener espacios entre los poros que puedan alojar a los hidrocarburos.

La porosidad es la relación entre el volumen entre los poros libres y el volumen total de la roca y viene expresada en forma porcentual, así un yacimiento comercial tiene una porosidad de 5 a 30%. Cualquier roca con porosidad inferior a 5% no es considerado para una explotación comercial de hidrocarburos.

La permeabilidad es la propiedad que permite el movimiento de los fluidos a través de los poros interconectados y es una medida de la conductividad de los fluidos en el interior de la roca. Su unidad de medida es la milésima parte de un Darcy. Una roca con permeabilidad menor a 5 Mili-darcys es compacta y no se la considera para una explotación comercial.


3.1.4.-PRODUCCIÓN

Una vez perforado el pozo se procede a instalar en tres etapas el equipo de producción: primero se pone en contacto la arena productora con el pozo propiamente dicho llamado cañoneo, en segundo lugar se realiza una prueba de evaluación de la arena productora y, por último, se efectúa la complementación del pozo.

Otros métodos de producción son el flujo natural, el levantamiento artificial por gas lift y el levantamiento artificial por bombeo mecánico y neumático. En el flujo natural se aprovecha la presión del yacimiento la cual es capaz de hacer fluir el crudo del pozo.

Cuando la producción por flujo natural no es rentable se usan otros métodos como, por ejemplo: el del levantamiento artificial por gas que consiste en inyectar gas a alta presión en el espacio entre la tubería y el revestimiento de producción, o el método de levantamiento artificial por bombeo mecánico que utiliza la unidad llamada balancín.

La explotación de un pozo es el último paso que se realiza para la recuperación exhaustiva del crudo,

añadiendo fluidos como agua, gas o aire.

3.1.5.-REFINACIÓN


Los crudos, tal como son extraídos en los campos de producción no pueden satisfacer los estándares de calidad y variedad de productos de los hidrocarburos. Debido a las diferencias en las propiedades de sus constituyentes, el crudo es susceptible de separarse en diferentes fracciones, cada una con características definidas. De aquí surge la refinación, conjunto de procedimientos y operaciones que permite elaborar derivados de mayor valor económico a partir del material crudo.

Los procesos de refinación pueden clasificarse en: procesos de separación, donde se aprovechan las propiedades fisicoquímicas de las materias primas para separarlas en diferentes fracciones sin producir cambios en la estructura química original del compuesto, y procesos de conversión, donde se realizan cambios en la estructura química de los componentes para luego efectuar un proceso de separación a fin de obtener las fracciones de los “nuevos” componentes.

Algunos procesos típicos en una refinería son: destilación de crudos, de desintegración catalítica, reformación de naftas, reducción de viscosidad de residuales, alquilación, hidrotratamiento y refinación con solventes.


3.1.6.-TRANSPORTE Y COMERCIALIZACIÓN

Es la

actividad que se encarga de trasladar los hidrocarburos mediante ductos, para su posterior venta.

Ducto.- Tubería para el transporte de crudo o gas natural entre dos puntos, ya sea tierra adentro o tierra afuera.

Ducto de transmisión.- Red de ductos que distribuye gas natural de una estación terrestre, vía estaciones de comprensión, a centros de almacenamiento o puntos de distribución.

Oleoducto.- Conducto de grandes dimensiones, provisto de estaciones de bombas situadas de trecho en trecho, que sirve para transportar el petróleo bruto desde los campos petrolíferos hasta las refinerías o puertos, o desde una u otros hasta los centros de consumo de distribución.

Poliductos.- Conducto de tubería de grandes dimensiones, provisto de estaciones de bombas situadas de trecho en trecho, que sirve para transportar refinados de petróleo desde las refinerías hasta los puertos o hasta los centros de consumo y distribución

Gasoductos.- Tubería de gran diámetro que sirve para transportar el gas natural y a veces el gas de hulla, desde el sitio donde se extrae o produce hasta los centros de distribución, de utilización o de transformación.

Red interna de ductos.- Corresponde al transporte de hidrocarburos como los refinados de petróleo, gas natural y petróleo crudo con destino al mercado interno.


3.2.-GENERALIDADES DEL TRATAMIENTO DEL GAS

Un tipo de gas natural promedio está constituido por los siguientes componentes:

Ventajas

•Seguro y confiable con menor impacto ambiental

•Bajo costo y/o rentable de precios competitivos

•Eficiencia como combustible

Combustible que puede sustituir •Carbón •Fuel Oil •Electricidad •Gas Licuado •Gasolina •Kerosene •Leña


Sector industrial •Industrias •Generación de vapor •Industrias de alimentos •Tratamientos térmicos •Generación eléctrica •Temple y recocido de metales •Producción de petroquímicos •Hornos de fusión


Figura 1 Aplicaciones del Gas Natural

3.2.1.-DENOMINACION DEL GAS NATURALGas acido: h2s, co2, cos, rhs, so2. Forman acidos en presencia de agua. Gas de cola

Gas dulce: gas natural sin gases acidos

Gas pobre: gas natural constituido por metano sin componentes licuables (gpm)

Gas rico: gas con “alto” contenido de componentes licuables (gpm)

Gas seco: gas sin agua

Gas humedo: gas con agua


Figura 2 Usos del Gas Natural

3.2.2.-ESQUEMAS DE PROCESO TIPICO

3.2.3.-PROCESOS DEL GAS NATURAL Tratamiento del Gas Natural.

o Deshidratación.

o Endulzamiento

Procesamiento del Gas Natural. o Fraccionamiento.

o Extracción de Líquidos.


Figura 3 Esquemas de proceso tipico


Figura 4 Matriz del Gas Natural

Figura 5 Componentes del Gas Natural

3.2.4.-OBJETIVO DEL TRATAMIENTO DEL GASCumplir especificaciones de transporte y venta:

•Eliminacion de co2 y/o h2s, contaminantes

•Control de punto de rocio (dew point) de agua e hidrocarburos.

•Presion y temperatura de entrega

ESPECIFICACIONES DEL GAS NATURAL


3.2.5.-EFECTOS DEL AGUA EN EL PROCESO Corrosion Hidratos Capacidad de gasoductos Congelamiento

Efectos del agua: Hidratos

Sustancia cristalina, parece “hielo”, conformada por moleculas de hc atrapadas en estructura de moleculas h2o.

Para su existencia, hace falta hidrocarburos livianos, agua, alta presion y baja temperatura

A alta presión, pueden coexistir en equilibrio a temperaturas superiores al hielo (18-20 c)


Figura 6 Corrosion Figura 7 Congelamiento

Eliminacion y control de agua Control de hidratos

o Inyeccion de inhibidores termodinamicos: metanol (t > 10 oc), glicoles

(t < 10 oc) o Inyeccion de inhibidores cineticos

Eliminacion de agua o Deshidratacion con glicol

o Deshidratacion con tamices moleculares

3.2.6.-ABSORCION Se trata de absorver el agua o algun contaminante que se encuentra asosiado

con el gas, este fenomeno ocurre cuando el disolvente atrapa las moleculas de agua al entrar en contacto con el gas, para asi tener el gas en condiciones de procesamiento.

Es un fenomeno fisico, el cual se da por la solubilidad de un fluido en otro Consta en la extraccion de liquidos del gas natural a traves de un componente

liquido, puede ser meg o teg Es el proceso de capturar o absorver por medio de un disolvente las

moleculas no deseadas o contaminantes de la corriente de gas natural

DESHIDRATACION CON GLICOL


Torre contactora

ABSORCION

Tamices moleculares Son cristales de aluminio – silicatos metálicos con estructura de red tridimensional de sílice y alúmina tetraédrica.

Adsorción en tamices moleculares Los tamices moleculares generalmente se comportan como adsorbentes físicos. Los tamices moleculares tienen similarmente fuerte preferencia para otras moléculas polares o polarizables


3.2.7.-ENDULZAMIENTO DEL GAS

3.2.8.-EFECTO DE LOS GASES ACIDOS H2S

• Toxicidad

• Corrosion (con o sin agua)

CO2

• Corrosion (con agua)

• Disminucion de poder calorifico

• Congelamiento


3.2.9.-ESQUEMA DE PROCESO DEL GAS CON AMINAS (SOLVENTE QUIMICO)

Ventajas:

Proceso conocido y abierto Amplio rango (p , t) en gas de entrada y salida Remueve co2 / h2s a especificacion a baja presion de entrada

Desventajas:

Alto capex / opex Intensivo en energia Corrosion Gas de cola (h2s) a disposicion Alta carga regeneración


3.2.10.-ESQUEMA DE PROCESO DEL GAS CON SOLVENTES FISICOS

Ventajas:

Muy bajo consumo de energia Regeneracion a baja t Economico para bulk removal Selectivo al h2s Remueve cos, cs2

Desventajas:

Limitacion para baja pp gas acido (pp gas acido > 50 psi) Limitado a bajo % hc pesados Gas de cola (h2s) a disposicion No siempre cumple especificacion Procesos bajo licencias


3.2.11.-FRACCIONAMIENTO DEL GASEs la partición de la mezcla de hidrocarburos en sus diferentes componentes aprovechando las diferencias entre las propiedades específicas de los integrantes de la mezcla.

3.2.12.-PROCESO DE FRACCIONAMIENTO1.-El fondo de la torre calienta a la desetanizadora, a través de las bombas para separar etano y dióxido de carbono.

2.-El medio de enfriamiento usado en el condensador de tope es propano a 32 °F proveniente del sistema de refrigeración mecánica.

3.-La fuente de calor en el rehervidor (tipo Kettie) es vapor de agua de 30 Psig.

4.-El etano vapor sale del tambor de destilado a 400 Psig y 41 °F.

5.-Él líquido de fondo de la torre, libre de etano y dióxido de carbono, que sale del rehervidor, alimenta a la torre despropanizadora .

6.-En esta torre también se utiliza vapor de agua como medio de calentamiento del rehervidor .


7.-El etano no tratado que sale por el tope del tambor de destilado va a la unidad de endulzamiento con Diglicolamina (DGA) en donde es removido el CO2 y se obtienen etano producto.

8.-Se envía a la torre el reflujo a través de las bombas.

9.-El propano líquido proveniente del acumulador de reflujo se subenfría hasta 110 °F en el enfriador , Y se entrega a esta temperatura y a 250 Psig.

10.-A las plantas de Olefinas o al tanque de propano.

11.-El reflujo a la torre se mantiene a través de las bombas.

APLICACIONES PROPUESTAS


La figura muestra el momento en que estabamos llegando al Campo Carrasco


PLANTA DE GAS

CARRASCO

4.-DESARROLLO

4.1.- PLANTA DE GAS – CARRASCO

“CHACO YPFB”

4.1.1.- UBICACIÓN GEOGRÁFICA

4.1.2.-MISION

Es una empresa que explora y produce hidrocarburos en forma eficiente y socialmente responsable, basada en la capacidad de su gente y comprometidos con la corporación YPFB para cumplir con la demanda creciente del mercado interno y externo.


PLANTA CARRASCO

Figura 8 Ubicacion geografica Carrasco

4.1.3.-VISION

Su visión es ser la Empresa boliviana líder del sector hidrocarburos, que impulse el crecimiento de la corporación YPFB y aporte al desarrollo del país.

4.1.4.- ÁREA CARRASCOLos Pozos que se encuentran en los Campos Carrasco, Carrasco FootWall, Carrasco Este, Bulo Bulo, Kanata Sur y Kanata Norte (Kanata Este, Kanata FootWall) se encuentran en la Provincia Carrasco del Departamento de Cochabamba. La población más importante del sector es Entre Ríos, distante a 208 Km de la ciudad de Santa Cruz.

4.1.5.- CAMPO CARRASCO

Fue descubierto el año 1991. Inicialmente se explotó por agotamiento natural. Desde el año 2002 hasta el 2008 se inyectó gas a formación.

Se perforaron 12 pozos: 10 productores de petróleo, uno seco (improductivo) y otro inyector de agua de formación.

La profundidad media es de 4500 m. Formaciones productoras: Roboré I y II, Yecua, Petaca y Yantata.

Actualmente producen los pozos CRC-7, 8 y 11.

Son inyectores de agua el CRC-12W y CRC-3W.


Figura 9 Planta Carrasco Figura 10 Arbol de produccion

4.1.6.- CAMPO BULO BULO

Fue descubierto el año 1991 con el Pozo BBL-X1, Formación Cajones. El año 1993 con el Pozo BBL-3 se descubre la Formación Roboré. Ingresa a producción en noviembre del 2000.

Este Campo se explota por agotamiento natural. La producción de los pozos (Condensado, gas y agua) converge a un Manifold y luego se transporta hasta la planta Carrasco por una cañería de 12” de 28 Km. de longitud.

Se perforaron varios pozos, de los cuales el BBL-2, 3, 8, 11 LC y LL, 10 LC y LL, 12 LC (BA) y LL (BB), 13, 14 LC y LL, 15 LC y LL son productores.

Profundidad Media Formaciones productoras:

Roboré I y III: 4400 metros, Yantata (Prof. 1630 m), Cajones (1680 m). Fecha 25-06-10 BBL-2 fluyendo con Sistema Plunger Lift.


Figura 12 Lineas de Recoleccion Figura 11 Colectores

Figura 13 Cabezal de pozo

4.1.7.- CAMPOS KANATA SUR Y KANATA NORTE (KFW, KNE)

El Pozo KNT-X1 fue descubierto y puesto en producción en agosto de 2002. Se perforaron 11 pozos (algunos con arreglo doble). Las formaciones productoras son: Yantata y Petaca con una profundidad media de 3800 m y 3600 m. respectivamente.

Actualmente se encuentran en producción los pozos:

KNT-X1D, KNT-04H, KNN-X1, KNN-4H, KFW-01, y KNE-X1.

El pozo KNT-X1D fue convertido en pozo inyector de gas para mantener la presión del reservorio. Desde mayo 07 nuevamente como productor.

Todos los Pozos cuentan con Telemetría, a excepción del KNE-X1.

4.1.8.- CAMPO CARRASCO FOOTWALL


Figura 15 Lineas de recoleccíon Figura 14 Cabezal de pozo

Figura 16 Cabezal de pozo

El Pozo CFW-X1 fue descubierto y puesto en producción en diciembre del 2005 (Actualmente cerrado), el CFW-02 el 30-06-06 (Cerrado en evaluación) y el CFW-03 el 23-11-08, a partir del 19-02-2012 fluye mediante Gas Lift.

La profundidad media es de 3800m. Formación Productora: Petaca y Yantata.

4.1.9.- CAMPO CARRASCO ESTE

El Pozo CRE-X1 fue descubierto el 2011 y puesto en producción el 2012; el CRE-X2 entró en producción en abril del 2013. La profundidad media es de 4500m. Formación Productora: Robore I.


Figura 17 Torre de perforacion

FACILIDADES – BLOQUE CHIMOREFECHA: 11-06-2013

PRUEBA POZOS KNT-KNN-KFW

BULO BULO (INTERMED.)

KANATA ESTE (ALTA)

INYECCION GLS

KNN-2LC

KNN-1LC KNN-4HKNN-3DLC

KNT-3D

KNT-4H KNT-2D

KNT-X1

KFW-X1

CFW-2

CFW-1

KANATA NORTE

KANATA

KANATA FOOT WALL

CRC FOOT WALL

(E 237,5 m)

(E 265 m)

(E 293 m)

(E 251 m)

(E 249 m)

(E 233 m)

(E 356.1 m)

75 m - 3”

4610 m

2900 m

2700 m

6800 m

65 m – 3”

1450 m

65 m – 3”

2800 m

60 m – 3”

1500 m - 6”

4”

4”

4”

6”

4”

3”

4” 6”

4”

4”

2” GLS

100 m – 3”

4”

65 m – 3”KNN-1LL

KNN-3DLLCerrado

Cerrado

6” INY

(Habilitada p/Prueba)

299 psi (VALV. MOTORA)

BULO BULO

BBL-8

815 psi

BBL-9

BBL11C & L 1194-4057 psi

1098 psiBBL-3

12140 m – 6”

4870 m - 6”

32

4 m

6

”

6786 m – 6”

CRC-7 CRC-11220 psi 560 psi

CARRASCO

KNN-2LL Cerrado

2600 m – 3”1150 m – 3”

C

A

A

KANATA SUR (ALTA)

KANATA NORTE (INTERM.)

KANATA F-WALL Y NORTE (BAJA)

COLECTOR / MANIFOLD

COMPRESOR PRD / INY

PROCESO CRIOGENICO

REFERENCIAS

POZO EN PRODUCCION

POZO CERRADOS

K-5

KNT

V-8

V-07

V-485 /V-490

V-01 / V-04

1150#

130 #

190#

C-13.0313-04

VENTA

1250#

1200#

400#

Pozos de Baja C-13.01

13.02

CRE-X1

430 #

190#

220#

K-1,2,,6

PLANTA KNT

10

90

#

(Línea en Stand By)

(KNT-X1, KFW1, KNT- 4H, KNN-4H) a sep. Baja

6”

6”

S-200 / S-300

K-10-3-4 11

25

#

430#

425#

28300 m – 12”

V-400 / V-03

K-7-9

430 #

425 #

KNE-1

KANATA ESTE

215 psi(VALV.

MOTORA)

60 m – 3”

289 psi (GLS)

4” 940 m

Cerrado

380 psi (GLS)

CRC-11, CRE-X1

BBL

PLANTA CRC

CRC-8

4200 m – 4”

CARRASCO Y FOOT-WALL (ALTA)

PLANCHADA CONSTRUIDA

CAMPO CARRASCO

718 psi

Inyector GLS

Cerrado

Cerrado

Línea de Prueba

Lín

ea

PD

O ó

GL

S

Línea GAS LITF

CFW-3300 psi (GLS)

1450 m

4”

KNE-1

11

25

#

TE

G-A

MIN

A

Gas Recirculación

48 MMPCD

50 MMPCD

17.7 MMPCD

V.H. 24.6MMPCD

TERM. BBL 9.1 MMPCD

2 TURB.

2 TURB.

43.9MMPCD

PCV-4012

425#HA

CIA

CR

C –

9I

815 #

1038 #

3”

GAS PET. GASOLINA GLP AGUA

MMPCD BPD BPD MCD BPD

BULO BULO 72544 1571 449 284.7 325

CARRASCO 813 37 5 2.9 448

CRC FW 237 45 2 0.6 36

KANATA 1482 5 10 5.3 12

KANATA NORTE 233 9 2 0.4 45

CRE-X1 5882 411 55 36.2 427

CAMPO

Cerrado

KFW-X2 KNE-2

Cerrado

BBL-131622 psi BBL-2

782 psi (PL)

2”-

SC

H 8

0

BBL-14 C & L

1714-1808 psi

BBL 15 C & L

1269-1498 psi

371 psi (GLS)

CRE-X11183 psi

7750 m – 3”

200 psiVALV. MOTORA

PRUEBA

200#

BB

L-1

2 L

& C

CRE-X21760 psi

12

85-

10

80

ps

i

305 psi (GLS)

7750 m – 4”


4.1.10.- INDUCCIÓN DE SEGURIDAD

Por su propia seguridad le rogamos leer con atención y observar estrictamente las siguientes Normas de Seguridad:

El uso de Elementos de Protección Personal (Botas, Cascos, Gafas, Tapones de Oídos, Guantes, etc.) es obligatorio en los Pozos, Instalaciones de Procesos y lugares donde se requiera.

Está estrictamente prohibido fumar en Pozos, Instalaciones de Proceso y en Ambientes Cerrados.

No está permitido tocar, operar ó manipular instrumentos y equipos sin autorización expresa del Supervisor u Operador de Área.

No podrá ejecutar ningún trabajo sin el respectivo Permiso de Trabajo y Análisis de Riesgos.

Está Prohibido el uso de celular en las instalaciones de Proceso y Pozos.

Igualmente requiere Autorización expresa del Supervisor ó Personal de Operaciones el uso de cámaras fotográficas.

En caso de presentarse una emergencia debe dirigirse caminando , en compañía del Operador de Área, al Punto de Reunión más adecuado para esperar instrucciones.

Deposite la basura en los recipientes debidamente señalizados e identificados, según corresponda.

En Cumplimiento de Normas de Conducción de YPFB Chaco no podrá salir hacia Santa Cruz después de horas 14:30.

Sí tiene consultas, observaciones ó sugerencias le agradeceremos informarnos.


En YPFB CHACO S.A. “Ningún Trabajo es tan Importante y Ningún Servicio es tan Urgente que no Podamos Darnos el Tiempo de Realizarlo con Seguridad”.

Los Medios que nos Permiten Trabajar con Seguridad, Cuidando la Salud de las Personas, el Medio Ambiente, las Instalaciones y la Producción son:

Permisos de Trabajos y Análisis de Riesgo de Tareas.

Las 8 Reglas de Oro

Reportes de Incidentes.

ASA (Auditorias Avanzadas de Seguridad)

HIPO´S (Incidentes Alto Potencial)

RIO´S (Incidentes Operativos)

Investigación de Incidentes y Accidentes.

Simulacros.

Planes de Contingencia.

Entrenamiento y Capacitación.

Contamos con un sistema electrónico de reporte y seguimiento de Incidentes, ASA’s, Auditorias.

Estamos Certificados en la norma ISO 14001 desde el 2.002 por la Empresa TÜV y ultimo con la OHSA 18000.

Atendemos las necesidades básicas de salud de nuestros vecinos, aproximadamente el 60% de los Pacientes Atendidos por nuestro Médico pertenecen a la Comunidad El Palmar.

Fomentamos el Deporte entre nuestro Personal, Comunidad y Poblaciones aledañas.

Debido a que en los predios de la planta hay instalaciones eléctricas, de agua y gas natural, las medidas de seguridad son muy estrictas, tanto para visitantes como para los turnos de control y mantenimiento. A ello contribuye el sistema de señalización estandarizada para informar y prevenir al personal de los diferentes riesgos.


4.1.11.-OBJETIVOIndicar, normalizar y comunicar sobre el uso del Equipo de Protección Personal a los funcionarios, clientes y proveedores de YPFB CHACO S.A.

4.1.12.-DEFINICIONES

SGI. Sistema de Gestión Integrado de Calidad, Seguridad Industrial y Medioambiente.

EPP. Equipo de Protección Personal.

EPI. Equipo de Protección Individual.

RESPONSABILIDADES

La divulgación de este procedimiento es responsabilidad del área de seguridad industrial, mas la aplicación es tarea de todos los funcionarios de la empresa.

4.1.13.-GENERALIDADESEl equipo de protección personal está diseñado para proteger a los empleados en el lugar de trabajo de lesiones o enfermedades serias que puedan resultar del contacto con peligros químicos, radiológicos, físicos, eléctricos, mecánicos u otros. Además de caretas, gafas de seguridad, cascos y zapatos de seguridad, el EPP incluye una variedad de dispositivos y ropa tales como gafas protectoras, overoles, guantes, chalecos, tapones para oídos y equipo respiratorio. Todos los funcionarios de la empresa deben tener conocimientos básicos sobre el EPP tales como:

USAR adecuadamente el EPP.

Saber cuándo es necesario el EPP.

Conocer qué tipo de EPP es necesario.

Conocer las limitaciones del EPP para proteger de lesiones a los empleados.

Ponerse, ajustarse, usar y quitarse el EPP.

Mantener el EPP en buen estado.

La cuestión de la protección personal debe considerarse en el contexto de los métodos de control para la prevención de las lesiones y enfermedades profesionales.


En este apartado se describirá el tipo de equipo a ser utilizado para evitar riesgos a los funcionarios de la organización.

4.1.14.-EQUIPO DE PROTECCION PERSONAL (EPP)PROTECCIÓN DE LA CABEZA

Los cascos pueden proteger a las personas de impactos al cráneo, de heridas profundas y de choques eléctricos como los que causan los objetos que se caen o flotan en el aire, los objetos fijos o el contacto con conductores de electricidad. Asimismo, se debe cubrir y proteger el cabello largo con el fin de evitar que se agarre en piezas de maquinaria como las correas y las cadenas.

PROTECCIÓN DE LOS OJOS Y CARA

Para proteger los ojos y la cara se utilizan gafas, gafas con montura integral, pantallas faciales y elementos parecidos que impiden la penetración de partículas y cuerpos extraños, compuestos químicos corrosivos, humos y radiaciones.

Además de las gafas de seguridad y las gafas protectoras de goma, los equipos tales como los cascos o protectores especiales, protectores laterales y las caretas pueden ayudar a proteger a los empleados de ser impactados por fragmentos, las astillas de gran tamaño, las chispas calientes, la radiación óptica, las salpicaduras de metales fundidos, así como los objetos, las partículas, la arena, la suciedad, los vapores, el polvo y los resplandores.


GAFAS

PROTECCIÓN DE LAS MANOS

Los trabajadores expuestos a sustancias nocivas mediante absorción por la piel, a laceraciones o cortes profundos, abrasiones serias, quemaduras químicas, quemaduras térmicas y extremos de temperatura nocivos deben proteger sus manos.

PROTECCIÓN AUDITIVA

Utilizar tapones para oídos u orejeras puede ayudar a proteger los oídos. La exposición a altos niveles de ruido puede causar pérdidas o discapacidades auditivas irreversibles así como estrés físico o psicológico. Limpie los tapones con regularidad y reemplace los que no pueda limpiar.


PROTECTOR AUDITIVO

PROTECCIÓN DE LOS PIES

El equipo de protección para los pies es zapato o calzado de seguridad, además de las polainas (de cuero, de rayón armonizado u otro material adecuado, por ejemplo)

Pueden ayudar a evitar lesiones y proteger a las personas de objetos que se caen o que ruedan, de objetos afilados, de superficies mojadas o resbalosas, de metales fundidos, de superficies calientes y de peligros eléctricos.

BOTAS DE TRABAJO


PROTECCIÓN RESPIRATORIA

Cuando los controles de ingeniería no son factibles, los trabajadores deben utilizar equipo respiratorio para protegerse contra los efectos nocivos a la salud causados al respirar aire contaminado por polvos, brumas, vapores, gases, humos, salpicaduras o emanaciones perjudiciales. Generalmente, el equipo respiratorio tapa la nariz y la boca, o la cara o cabeza entera y ayuda a evitar lesiones o enfermedades. No obstante, un ajuste adecuado es esencial para que sea eficaz el equipo respiratorio.

BARBIJOS

El personal de LA PLANTA DE CARRASCO, YPFB CHACO S.A. cuenta con la dotación adecuada y permanente del Equipo de Protección Personal necesario para todas sus operaciones y los riesgos asociados en ella, tal cual queda explicado en el procedimiento: SMS-002-00 EQUIPO DE PROTECCION PERSONAL, documento que explica


4.1.15.- ACTIVIDADES OPERATIVAS

El proceso inicia con las líneas de recolección, que reciben el HC desde los pozos y campos mencionados anteriormente.


Figura 18 Plano de Ubicacion

Figura 19 Lineas de recoleccion

Figura 21 Arbol de produccion Figura 20 Separadores

En el proceso primario se separa las fases gaseosa y líquida (Condensado y Agua). Esto se realiza en los Separadores.

Posteriormente el gas se acondiciona, elimina el CO2, deshidrata y procesa en dos Plantas Criogénicas para obtener GLP y Gasolina Natural.

Los líquidos a su vez se separan en agua y condensado, este último se estabiliza, almacena y mide en tanques. Luego se fiscaliza, y se entrega a YPFB TRANSPORTES para el envío a Santa Cruz o Cochabamba, a través de oleoductos.


Figura 22 Separadores Figura 23 Separadores

Figura 24 Tanques de almacenamiento

La producción de gas se acondiciona en una Planta de Amina con capacidad de 70 MMPCD, para la eliminación del CO2, de modo de cumplir con las especificaciones para el gas de venta, según contrato (Contenido de CO2 menor al 2% Mol).

De la corriente de gas natural se extraen los Componentes Licuables (Gasolina Natural y GLP) en Plantas Criogénicas. En la zona, YPFB Chaco cuenta con 2 plantas: de 70 y 50 MMPCD c/u. Carrasco y Kanata.


Figura 26 Torre de aminaFigura 25 Regenerador de glicol

Figura 28 Formacion de hidratosFigura 27 Torres

Estas plantas de procesamiento de gas son del tipo Criogénica con Turbo Expansor. Los productos finales que se obtienen son: Gasolina, GLP y Gas Residual que son distribuidos a los diferentes mercados. Desde fecha 03-06-09 se recibe gas del Campo VBR en Planta KNT, actualmente son 3.0 MMPCD.

El 20-10-09 YPFB Chaco compra Planta KNT a Exterran.


Figura 29 Vista de perfil de la planta

El gas residual (seco) es fiscalizado y entregado, para su transporte mediante gasoducto, a YPFB TRANSPORTES.

También, se entrega gas a la Termoeléctrica Bulo Bulo para la generación de Electricidad que va destinada al Sistema Integrado Nacional.

YPFB TRANSPORTES es la encargada de transportar el volumen de gas hasta los centros de consumo del mercado interno (especialmente a Cochabamba y el altiplano) y externo.

El Gas Licuado de Petróleo (GLP) es producido, medido, almacenado en tanques y transportado mediante camiones cisternas a los diferentes centros de consumo del país.

En la parte oeste se tiene el área de almacenamiento y carguío de GLP a cisternas. Son 20 tanques horizontales de 100 metros cúbicos cada uno.


Figura 30 Lineas de transporte

Dentro de las facilidades que se tiene para el manejo de agua de formación, están los Desgasificadores, Skud, Pileta API, Filtros, Tanques de Almacenamiento y Sistema de Inyección a pozos sumideros (CRC-12W, CRC-3W).

También se cuenta con un sistema de tratamiento químico para el agua de formación.

La Planta cuenta con un Sistema de Control Distribuido (DCS) que permite desde Sala de Control el monitoreo de parámetros operativos, como ser: Presiones, Temperaturas, Caudales, Apertura de Válvulas, Estado de Equipos, composición de Gases de Alimento y Residual mediante Cromatógrafos en Línea, etc.

En caso de emergencia se puede cerrar Pozos de KNT, CFW y BBL con solo enviar una señal de Cierre desde Pantallas.


Figura 31 PiletaFigura 32 Cabezal de pozo

Figura 33 Sala de monitoreo

También se cuenta con un sistema de monitoreo en tiempo real, el cual es controlado desde la Sala de Control.

Para las actividades cotidianas se tiene como Sistemas de Comunicación teléfonos fijos, Fax, teléfono Celular estático, Radio, Handies, Correo Electrónico, Intranet, Internet y para casos de emergencia Teléfono Satelital


Figura 34 Monitor de supervision

3.2.2.- INSTALACIONES GENERALESLa planta cuenta con las siguientes instalaciones:

Oficinas de Supervisión

Sala de Reuniones

Oficina y Taller de Mantenimiento

Almacén y Playa de Materiales

Cocina, Comedor y Sala de Recreación

Sala de Capacitación (TPM)

Gimnasio, Canchas de Raquet y Tenis.

Cancha Poli funcional techada


Figura 36 Cancha poli funcional

Figura 35 Almacen planta Carrasco

Consultorio Médico

Dormitorios para personal permanente y visitas

4.1.16.- PERSONAL PERMANENTE EN CAMPO CARRASCO

Personal de YPFB Chaco S. A:

Supervisor de Operaciones 1

Supervisor Mantenimiento y Obras 1

Operaciones: 14

Mantenimiento 6

Encargado de Almacén 1

Personal de Apoyo y Servicios:

COAPECOM (12), CIS (20), MEDICO (1)

Personal de Otras Empresas:

YPFB Transporte (6), EVIELDA (6)

“El esfuerzo conjunto de toda la familia de YPFB Chaco, aporta al desarrollo del país.”


Figura 37 Campamento

PLANTA DE GAS

RIO GRANDE

YPFB Andina S.A. es una empresa subsidiaria de YPFB Corporación dedicada a la exploración y producción de hidrocarburos, esta empresa es socio mayoritario de los Campos San Antonio y San Alberto, que en conjunto aportan aproximadamente el 60% de la producción de Gas Natural del país.


4.2.- PLANTA DE GAS - RIO GRANDELa Empresa que opera en Rio Grande, es la Empresa YPFB Andina, esta es una compañía boliviana que centra sus actividades en la exploración, explotación y comercialización de Hidrocarburos. YPFB Andina pertenece a la Estatal YPFB y a la Empresa española Repsol.YPFB Andina S.A. es una empresa subsidiaria de YPFB Corporación dedicada a la exploración y producción de hidrocarburos, esta empresa es socio mayoritario de los Campos San Antonio y San Alberto, que en conjunto aportan aproximadamente el 60% de la producción de Gas Natural del país.

El campo Rio Grande se encuentra ubicado a 55 kilómetros al sureste de Santa

Cruz

En virtud del mandato del Decreto de Nacionalización de los Hidrocarburos, mediante D.S. Nº 29486 de 26 de marzo de 2008, se establece el 30 de abril de 2008 como fecha límite para concluir negociaciones con los accionistas de las empresas nacionalizadas y suscribir los documentos de transferencia y acuerdos necesarios. Es así que el 30 de abril de 2008 se llegó a un acuerdo con el accionista REPSOL YPF BOLIVIA S.A., quién vendió a YPFB las acciones que le permitieron contar con el paquete accionario necesario para tener la mayoría en la empresa.


Figura 38 Ingreso a la planta

YPFB Andina está en etapa de análisis de nuevos proyectos exploratorios y de ajustes en sus volúmenes de producción. Uno de los planes estratégicos apunta a duplicar la producción hidrocarburífera en los próximos años.

Andina, controlada por el Estado con un 50,8% de acciones y participada por la española Repsol con 48,6%, aporta hoy con 39% de la producción gasífera y con 37% de petróleo. Opera los campos: Camiri, Río Grande, La Peña, Guairuy, Sirari, Víbora, Yapacaní, Los Sauces, Cascabel, Penocos y Arroyo Negro.

La compañía es socia también en los mega campos San Alberto y San Antonio, que en conjunto contribuyen con el 22% de la producción de gas natural.

La petrolera YPFB Andina comenzará próximamente la perforación de un nuevo pozo en el campo cruceño de Río Grande, donde hace unos días halló un nuevo reservorio de 1 trillón de pies cúbicos (TCF).

YPFB Andina ya instaló el equipo en el pozo Río Grande 81 (RGD-81) donde espera perforar 3.555 metros de profundidad hasta alcanzar la formación “Iquiri”, la misma donde se encontró el nuevo reservorio en el pozo Río Grande 22 (RGD-22).


En el RGD 81 se espera hallar caudales de producción de 6 millones de pies cúbicos (pcd), volumen similar al de RGD-22, indicó el coordinador de producción de Andina, Hugo Calderón Zegada.

Con la profundización en el pozo Río Grande 27 (RGD-27) hasta fines de 2010 y con trabajos similares en otros pozos, la petrolera controlada por el Estado prevé incrementar la producción nacional en Un millón de metros cúbicos diarios (mcd). La oferta boliviana de gas natural alcanzó en junio un récord de 44,6 millones de mcd, según YPFB.

El pozo RGD-22 que se perforó durante 86 días (del 8 de mayo al 1 de agosto) produce actualmente 3 millones de pcd y 160 barriles de condensado que son enviados hasta la planta de Río Grande, instalación que procesa todo el gas que se despacha a Brasil.


Figura 39 Grupo de respuesta

La conexión con la planta se hizo gracias a trabajos hidráulicos en la línea ya existente en este pozo que produjo gas desde 1968 hasta el 2001, pero en formaciones menos profundas que la “Iquiri”.

En el RGD-22 se invirtieron 4,7 millones de dólares y durante este año se destinarán 27,6 millones de dólares a los proyectos en el campo Río Grande.

4.2.1.- PLANO DE UBICACIÓN DE LOS CAMPOS


Figura 40 Plano de ubicación

4.2.2.-AREA DE COLECTORES (BATERIAS):


Figura 41 Lineas de recolección

4.2.3.- AREA DE SEPARACION

Una vez recolectado, el petróleo crudo o mezcla de fases (líquida y gas) se somete a una separación líquido–gas dentro del separador. La separación ocurre a distintos niveles de presión y temperatura establecidas por las condiciones del pozo de donde provenga el fluido de trabajo. Después de la separación, el gas sale por la parte superior del recipiente y el líquido por la inferior para posteriormente pasar a las siguientes etapas. Es importante señalar que las presiones de trabajo son mantenidas por los instrumentos de control del separador.

INTRODUCCION

Los separadores son los artefactos más ampliamente conocidos en la industria petrolera, debido a que se los necesita para un sinnúmero de aplicaciones, comenzando en las cercanías del pozo y siguiendo con ellos a la entrada de cualquier planta de procesamiento de gas o de líquido. Su uso puede ser resumido de la siguiente manera:


Figura 42 Vista en perfil de las lineas de recoleccion

Ocasionar una separación primaria de los fluidos que son líquidos de aquellos que son gases, ya que la corriente que viene del pozo es una mezcla compleja de variados hidrocarburos en estado líquido y gaseoso, agua, vapor de agua, sólidos, que fluye de manera turbulenta y a alta velocidad.

Mejorar la separación primaria removiendo los líquidos atrapados en el gas.

Mejorar la separación aún más, removiendo el gas atrapado en el líquido.

Descargar ambos fluidos en forma separada desde el recipiente sin posibilidad de que vuelvan a mezclarse.

Aún cuando las operaciones a realizar parecen sencillas, son en realidad uno de los puntos críticos en la industria del petróleo y gas. Una separación que no cumpla las especificaciones de entrega trae aparejado graves problemas, ya sea que se encuentre líquido en las líneas de gas, como encontrar gas en los tanques de petróleo. Es por ello que debe ponerse especial atención cuando se dimensiona un separador, a fin de seleccionar el recipiente que mejor se desempeñe de acuerdo a las características del fluido que va a pasar a su través.-

Uno de los problemas que se presenta en la práctica es que los separadores existentes, que fueron calculados para unas determinadas condiciones de operación, para fluidos de una determinada composición, son, a veces, puestos a


funcionar en otros lugares para condiciones de operación totalmente distintas, debido a lo cual no es posible lograr una buena separación, a menos que se rehagan los cálculos y se haga funcionar al separador dentro de los límites establecidos para estas nuevas condiciones.

PRINCIPIOS DE SEPARACIÓN

Los principios físicos básicos para la separación son:

Insolubilidad entre los fluidos: El estado gaseoso y el líquido en condiciones estables de temperatura y presión, así como el agua y el petróleo, no son solubles, es decir que si bien se mezclan, no son miscibles, conservando su estructura original.

Diferencia de densidades: Los tres fluidos a separar conservan en la mezcla diferentes densidades, actuando el efecto de la gravitación, de manera que los fluidos se separan por diferencia en el peso de cada componente.

Decantación: Es el efecto de la gravedad sobre los diferentes pesos de los fluidos a separar, haciendo que el más pesado tenga la tendencia a acumularse en lo más profundo.

Coalescencia: Es la propiedad de las gotas de un mismo fluido a atraerse y unirse entre sí, facilitando el proceso de decantación.

CONDICIONES DE OPERACIÓN

Para que los fluidos cuenten con las mejores condiciones en el interior del equipo para la separación, será necesario considerar algunos aspectos fundamentales:

TEMPERATURA

Que los fluidos estén a una adecuada temperatura a fin de bajar lo suficiente la viscosidad del petróleo como para ayudar al desprendimiento de las burbujas de gas, disminuyendo las necesidades de tiempo de residencia.

En la fase líquida mejorará la disociación petróleo-agua mejorando la separación.

Se debe considerar el tipo de petróleo, pues si la temperatura es muy alta, evaporará algunos livianos que luego puede ser necesario condensar por enfriamiento y recuperar.


PRESIÓN

Que estén sometidos a la menor presión posible de trabajo a los efectos de aumentar la diferencia de densidades entre gas y líquido, lo que también favorecerá la separación del gas libre y del gas disuelto. En la mayoría de los casos la mínima presión de trabajo deberá ser compatible con la necesaria para el drenaje de los líquidos por el fondo.

Las limitaciones a las bajas presiones, están dadas también por el aumento del volumen del gas al disminuirlas, dado que a tal aumento, le corresponderá un incremento de la velocidad de su pasaje por el separador.

PROCESO DE SEPARACION

Los fluidos ingresan al separador por su sector medio, circulan por el interior del equipo durante un cierto tiempo mientras se produce el fenómeno de separación debido a la diferencia de peso entre el gas y el líquido.

Durante este proceso las burbujas de gas ascienden a la parte superior del separador por ser más livianas, y los líquidos van descendiendo por ser más pesados y se acumulan en la parte inferior.

Si el caudal que recibe el separador es alto, la velocidad de circulación del gas en el interior del mismo será elevada y puede arrastrar hacia la parte superior a las gotas más pequeñas de petróleo pulverizado. Para evitar estas pérdidas y favorecer la separación, se diseñan deflectores de turbulencia, deflectores de condensación y filtros rejillas como elementos internos del equipo.

Estos dispositivos, como los extractores de nieblas, que se colocan en el interior de un separador, normalmente se diseñan para permitir que el gas pase a través de los mismos pero efectuando bruscos cambios de dirección. Al mismo tiempo, esta corriente de gas impacta contra una superficie de choque, produciéndose la coalescencia (agrupación) de las partículas, las que al aumentar de tamaño caen por gravedad a la parte inferior del equipo.


Además, por el hecho de que la corriente de gas y líquido es conducida por el interior de una cañería dentro de la cual existe una determinada presión, y que al ingresar al separador se produce una brusca expansión en una cámara más amplia, el flujo pierde velocidad, «cortando» el arrastre de partículas, permitiendo la caída gravitacional de las mismas hacia el lecho líquido.

El proceso de separación será entonces:

1. Asegurar las condiciones óptimas de temperatura y presión de trabajo.

2. Disminuir la velocidad de flujo de la mezcla al ingresar al equipo.

3. Ayudar a la separación mecánicamente con barreras de choque, tubos ciclónicos y mallas de retención de niebla.

4. Darle al flujo el tiempo de residencia necesario dentro del equipo. Un tiempo de retención de 1 a 3 minutos puede ser suficiente si no existe la formación de espuma, en caso contrario puede ser necesario 5 a 20 minutos, dependiendo de la estabilidad de la espuma y de la configuración del equipo.

CONDICIONES MECANICAS DEL SEPARADOR

Entre los mecanismos de separación, que tienen que ver con la estructura y diseño del equipo, se puede considerar como más importantes:

CHOQUE: El choque de la mezcla a la entrada del separador propondrá la dispersión de los fluidos de diferente densidad.

CAMBIO DE VELOCIDAD: Asociado al principio de inercia, los cambios de velocidad se manifestarán en una reducción de velocidad de cada una de las fases en forma diferente y consecuente con sus densidades.

CAMBIO DE DIRECCIÓN: Existe la tendencia a la separación entre fases, cuando al fluido se le modifica su dirección, generada por la diferencia de densidad de los fluidos.

TIEMPO DE RESIDENCIA: O de retención, es el tiempo que le lleva al fluido pasar por el separador. Para un determinado caudal o flujo, éste tiempo está fundamentado por el volumen disponible. Está dado por el diámetro del separador, el largo, y el nivel de líquido de operación.


Un aumento de estos parámetros causará un aumento en el tiempo de residencia.

El tiempo de residencia es necesario para obtener una buena separación, pero posee una estrecha vinculación con la presión, temperatura y características del fluido:

Más viscosidad = Mayor tiempo de residencia

Menor viscosidad = Menor tiempo de residencia

SUPERFICIE INTERFACE

Es importante la mayor superficie en el área de contacto entre las fases. De aquí la conveniencia, en muchos casos, de utilizar separadores horizontales en lugar de los verticales.

El equipamiento básico para separar líquidos de vapores utiliza tanto las fuerzas gravitacionales como las centrífugas. Las primeras se utilizan al reducir la velocidad de modo que el líquido pueda asentarse en el espacio provisto a tal fin. Las fuerzas centrífugas se usan para cambiar la dirección del flujo.

Ambas fuerzas necesitan de un tiempo para actuar. Por lo cual la verdadera función de un separador es proveer un espacio físico, es decir, un recipiente, en donde los fluidos puedan permanecer el tiempo necesario para asegurar la separación de los componentes gaseosos de los líquidos

Aún cuando cada fabricante tiene sus propias normas de diseño y construcción de los separadores, éstos deben tener cuatro secciones principales:

SECCIÓN DE ENTRADA O SEPARACIÓN PRIMARIA

Unas placas deflectoras, o algún otro artefacto, recibe el choque de la corriente que ingresa, la cual disipa parte de su energía, permitiendo a los gases una primera separación. Aquí hay cambio de velocidad y de dirección de la corriente.


SecciónPrimaria

SECCIÓN DE LAS FUERZAS GRAVITACIONALES:

Las gotas de líquido contenido en el gas tratan de separarse al máximo. El gas asciende a una velocidad menor a la inicial, y las gotas de líquido decantan. En esta zona pueden generarse turbulencias, las cuales a su vez favorecen la formación de espumas. La colocación de placas paralelas minimiza la turbulencia y ayuda a deshacer las incipientes espumas.


Extracción de Niebla

SECCIÓN DE EXTRACCIÓN DE NEBLINA:

En esta zona se separan las gotitas más pequeñas de líquido que acompañan todavía al gas, mediante dispositivos que operan con fuerzas de choque o fuerza centrífuga. Se las retiene mediante unas almohadillas o mallas tejidas, o también mediante placas de metal corrugadas, desde donde caen a la sección de líquidos.-

SECCIÓN DE ACUMULACIÓN DE LÍQUIDO:

Los líquidos que se han ido separando se van acumulando en la parte inferior del recipiente, lo cual requiere de un tiempo mínimo para que la operación se efectúe. Cuando se alcanza un determinado nivel, se produce la descarga hacia la línea correspondiente. En la parte inferior de esta sección, y especialmente en los separadores verticales, suele colocarse un dispositivo rompe vórtices, con el fin de evitar la formación de remolinos en la salida del líquido.-


Almacenamiento De Líquido

Almacenamiento de líquidoEFICIENCIA DE UN SEPARADOR

Si el separador es eficiente en su operación, el gas captado será limpio, sin humedad y sin líquidos. A la salida del separador no deberá ensuciar la mano o una placa que se interponga.

En caso contrario, si el gas sale sucio, no es eficiente la separación, lo que puede deberse a varios factores tales como: alta velocidad de circulación del fluido (mucho caudal a tratar), temperatura excesiva (se producen muchos livianos); retenedor de niebla roto o tapado (no retienen las partículas de líquidos) etc.

Si habitualmente un separador entrega un gas limpio y en un determinado momento se produce un rebase o salida de petróleo por la salida de gas, puede ser que esté ingresando más líquido del que puede tratar o que no sea adecuada la salida de líquidos (mucha pérdida de carga por bajo diámetro en la cañería de descarga), o que alguno de los parámetros no están bien regulados, como por ejemplo una temperatura más baja que lo conveniente lo que provoca elevar la viscosidad del petróleo y aumentar las dificultades para movilizarlo hacia afuera del equipo.


A fin de desempeñar las funciones para las cuales ha sido diseñado, un separador debe cumplir con lo siguiente:

a) Controlar y disipar la energía de la corriente del pozo, a medida que entra al separador

b) Asegurar que las velocidades del líquido y del gas sean lo suficientemente bajas para que tengan lugar la segregación gravitacional y el equilibrio vapor-líquido

c) Minimizar la turbulencia en la sección de gas del separador, y reducir la velocidad

d) Controlar la acumulación de espumas en el recipiente

e) Eliminar la posibilidad de mezcla de los fluidos separados

f) Proveer una salida para los gases con controles apropiados para mantener la presión de operación prefijada.

g) Proveer una salida para líquidos con apropiados controles de nivel de líquidos.

h) Proveer puertas y puntos en donde puedan acumularse los sólidos, si los hubiera.

i) Proveer válvulas de alivio para el gas en caso de presiones excesivas, y de salidas de líquido en caso de taponamiento de las líneas.

j) Poseer el equipamiento necesario (manómetros, termómetros, medidores de nivel con ventanas de vidrio, etc.) para verificar visualmente las operaciones

Además, de acuerdo con el tipo de fluido y las condiciones de operación, dentro del recipiente se encontrarán dispuestos de diferentes maneras, diversos accesorios tales como placas deflectoras, venas enderezadoras de flujo, placas rompeolas, placas rompe vórtices, tabiques, mallas, ciclones, etc.-


TIPOS DE SEPARADORES

Hay cuatro tipos de separadores usados en la industria: separadores verticales, horizontales de un solo cuerpo, o barril, horizontales de doble cuerpo, o doble barril, y Separadores esféricos. Cada uno de estos tipos tiene ventajas y desventajas que deben ser tenidas en cuenta cuando se selecciona un separador.

SEPARADORES VERTICALES

Ventajas

Maneja mayor cantidad de petróleo por volumen de gas, separa mayor cantidad de sedimentos básicos por medio del drenaje inferior.

Tiene mayor capacidad para oleajes y turbulencias.

El nivel de líquido no es tan crítico por lo tanto no necesita ser tan sensible.

Debido a su posición ocupa menor espacio.

Menor tendencia a la vaporización del líquido (por su menor área de separación).

Es usado frecuentemente cuando las RGP del flujo están entre bajo a intermedios o cuando la producción de arena es alta.


Desventajas

Para mayor capacidad de gas requiere mayor diámetro.

Su costo es mucho mayor con relación a los otros tipos.

Su instalación y transporte es muy dificultoso.

SEPARADORES HORIZONTALES

Ventajas

Resulta ser económico cuando se manejan hidrocarburos de alta RGP

Minimizan la turbulencia y espumas

Posee una gran área de contacto gas – líquido

Fáciles en su instalación y trabajo.

Desventajas

Su limpieza es muy difícil.

El control de nivel debe ser más preciso.

No son aconsejables para el uso donde la producción de arena es muy alta.


SEPARADORES ESFÉRICOS

Ventajas

Son los más económicos que los dos tipos anteriores.

Son ideales para efectuar pruebas de producción en boca de pozo.

Debido a su compactación su transporte resulta fácil.

Desventajas

Procesan pequeñas cantidades de producción.

El control de nivel es crítico.


DIMENSIONAMIENTO Y SELECCIÓN DE UN SEPARADOR

Un separador debe proveer el espacio para que un determinado caudal del fluido que se quiere separar pueda permanecer el tiempo necesario para que se produzca la separación. Para ello se debe conocer los siguientes datos:

a) El caudal de líquido (petróleo y agua) en barriles por día (el mínimo y el máximo pico que pueda alcanzarse en un instante).-

b) Caudal de gas, en millones de pies3 por día (MMscfd).

c) Gravedades específicas de petróleo, agua y gas.

d) Tiempo de retención de los fluidos requerido dentro del separador. El tiempo de retención es una función de las propiedades físicas de los fluidos.

e) Temperatura y presión a las cuales va a operar el separador, y presión de diseño del mismo.

f) Si el separador va a ser de dos fases (líquido y gas) o de tres fases (agua, petróleo y gas)


SEGÚN PDVSA

g) Si hay o no impurezas sólidas, tales como arenas, o parafinas.

h) Si el fluido tiene o no tendencia espumante.

4.2.4.- AREA DE ALMACENAMIENTOLa necesidad de almacenar los recursos energéticos para controlar mejor su producción, su transporte, su distribución y su utilización es evidente en la medida en que se desea asegurar un abastecimiento abundante y regular de las industrias y de los consumidores.Ahora bien, la industria del petróleo como la del gas, están sometidas a riesgos de toda especie, cuyo origen puede ser debido a deficiencias técnicas, como las averías de las máquinas en las refinerías, a bordo de los buques o en los oleoductos; a causas naturales imprevisibles, como la incertidumbre en la prospección de los yacimientos, las tormentas en el mar y en la tierra o los incendios; y también a problemas políticos, económicos y comerciales, como las crisis que afectan periódicamente las relaciones entre países productores y países consumidores.


SEGÚN GPSA

4.2.5.-TANQUES DE ALMACENAMIENTOSon depósitos cilíndricos que tienen la finalidad de recibir el producto de los tanques de lavado y de esta manera albergar el crudo que será bombeado al Patio de Tanques Principal, cumpliendo con las especificaciones de calidad (% AyS), sin embargo de no ser así, será devuelto a los calentadores.

Los tanques son recipientes generalmente metálicos capaces de almacenar fluidos eficientemente. El diseño y la construcción de estos tanques dependen de las características físico-químicas de los líquidos por almacenar.

En la industria del petróleo los tanques para almacenar hidrocarburos líquidos se clasifican de la siguiente manera:

Por su construcción, en empernados, remachados y soldados.

Por su forma, en cilíndricos y esféricos.

Por su función, en techo fijo y en techo flotante.

Los tanques esféricos son utilizados para almacenar productos ligeros como gasolina, propano, etc. Su forma permite soportar presiones mayores de 25 psig.

Los demás tipos de tanques se utilizan para almacenar petróleo crudo, a presiones cercanas a la atmosférica.

Los tanques cilíndricos, soldados y de techo flotante se encuentran estandarizados en la industria del petróleo.

TANQUES DE TECHO FIJO

El techo de este tipo de tanques está soldado al cuerpo, siendo su altura siempre constante.

La forma del techo es cónica, teniendo instalado válvulas de venteo tipo PV que actúan a presión y a vacío (2-4 onzas/pulg2 de presión o vacío).

Las pérdidas de crudo por evaporación en estos tipos de tanques son altas debido al espacio vacío que existe entre el techo y el nivel de líquido, que varía conforme cambia este nivel.


TANQUES DE TECHO FLOTANTE EXTERNO

Los tanques de techo flotante externo poseen un techo móvil que flota encima del producto almacenado. El techo flotante consiste de una cubierta, accesorios y un sistema de sello de aro. La cubierta flotante generalmente son de acero soldado y de dos tipos: pontón o doble cubierta.

Los techos de tanques flotantes permiten reducir en forma significativa las pérdidas de los volátiles de los líquidos que se almacenan. Con esto se logra reducir los costos de producción, la contaminación ambiental y los riesgos de incendios.

El secreto de estos tipos de techo, radica en la eliminación del espacio de vapor sobre el líquido que presentan los tanques de techo fijo.

TECHO FLOTANTE TIPO PONTÓN

Estos tanques tienen un pontón anular alrededor del borde y una plataforma de espesor simple en el centro. La superficie superior del pontón tiene inclinación hacia el centro, para facilitar el drenaje del agua de lluvia, mientras que la superficie inferior tiene un ascenso hacia el centro, para permitir la acumulación de los vapores.

Estos tipos de tanques son apropiados para almacenar hidrocarburos con presión de vapor hasta de 12 lppca durante temporadas de verano; durante el invierno, pueden manejar hidrocarburos con presión de vapor aún más altos.

Así mismo, estos tanques tienen facilidades para manejar lluvias hasta de 254 mm en 24 horas.

TECHO FLOTANTE DE DOBLE PLATAFORMA

Estos tipos de tanques tienen dos plataformas completas que flotan sobre la superficie del líquido. Aunque estos diseños de tanques fueron los primeros en construirse, recién en a mediados de 1940 se empezaron a construir en tanques de alta capacidad.

La plataforma superior presenta una inclinación hacia el centro del tanque con el fin de permitir el drenaje de las aguas de lluvias hacia el sistema primario y al de emergencia que dispone el tanque.


Este tipo de techo, es el más eficiente de los diferentes tipos de techo flotante que existen en el mercado, debido esencialmente a que entre ambas plataformas existe un espacio lleno de aire que produce un aislamiento efectivo entre la superficie total del líquido y el techo, lo que permite almacenar líquidos de alta volatilidad.

TANQUES DE TECHO FLOTANTE INTERNO

Estos tipos de tanques presentan la particularidad, normalmente de disponer un techo fijo y otro interno flotante.

Generalmente se instala en tanques cuyo techo fijo se encuentra deteriorado o en los casos de requerirse por la necesidad de almacenar productos más volátiles.

Las pérdidas por evaporación en estos tanques son aún menores que las que se producen en los tanques de techo flotante externo.

4.2.6.-AREA DE ALMACENAMIENTO

Tanques de Almacenamiento de Agua


Figura 43 Tanque de almacenamiento de agua

Tanques de Almacenamiento de Propano y Butano


Figura 45 Almacenamiento de gas licuado

4.2.7.- AREA DE BOMBEO

Después de pasar por las distintas etapas o procesos llevados a cabo dentro de la Estación de Flujo, el petróleo ubicado en los tanques de almacenamiento es bombeado hacia los patios de tanques para su posterior envió a las refinerías o centros de despacho.

El bombeo puede definirse como la adición de energía a un fluido para moverse de un punto a otro. Una bomba es un transformador de energía. Recibe la energía mecánica, que puede proceder de un motor eléctrico, térmico, etc., y la convierte en energía que un fluido adquiere en forma de presión, de posición o de velocidad.

Las bombas pueden clasificarse sobre la base de las aplicaciones a que están destinadas, los materiales con que se construyen, o los líquidos que mueven. Otra forma de clasificarlas se basa en el principio por el cual se agrega energía al fluido, el medio por el por el cual se implementa este principio y finalmente delinea la geometría específica comúnmente empleada.

Esta clasificación se relaciona por lo tanto, con las bombas mismas y no se relaciona con ninguna consideración externa a la bomba o aún con los materiales con que pueden estar construidas.

Tomando en cuenta esta última clasificación, todas las bombas pueden dividirse en dos grandes categorías:

Dinámicas

En las cuales se añade energía continuamente, para incrementar las velocidades de los fluidos dentro de la máquina a valores mayores de los que existen en la descarga, de manera que la subsecuente reducción de velocidad dentro, o más allá de la bomba produce un incremento de presión. Las bombas dinámicas pueden, a su vez, subdividirse en otras variedades de bombas centrífugas y de otros efectos especiales.

De Desplazamiento Positivo

En las cuales se agrega energía periódicamente mediante la aplicación de fuerza a una o más piezas móviles para un número deseado de volúmenes, lo que


resulta un incremento de presión hasta el valor requerido para desplazar el fluido a través de válvulas con aberturas en la línea de descarga.

Clasificación de las bombas de desplazamiento positivo:

Las bombas de desplazamiento se dividen esencialmente en los tipos reciprocantes y rotativas, dependiendo de la naturaleza del movimiento de los miembros que producen la presión. Cada una de estas clasificaciones mayores pueden, a su vez, subdividirse en varios tipos específicos de importancia.

Las bombas de desplazamiento positivo (reciprocantes), por lo general, se clasifican por sus características:

1. - Extremo de impulsión, es decir, potencia o acción directa.

2. - Orientación de la línea del elemento de bombeo, es decir, horizontal o vertical.

3. - Número de carrera de descarga por ciclos de cada biela, es decir, acción sencilla o doble acción.

4. - Configuración del elemento de bombeo: pistón, émbolo o diafragma.

5. - Número de varillas o bielas de mando, es decir, simplex, dúplex o múltiplex


Figura 46 Area de bombeo


Figura 47 Area de bombeo vista interior

REMOCIÓN DE CONTAMINANTES

CO2, H2S, Hg

TRATAMIENTO CON GLICOL

AJUSTE DE PUNTO DE ROCÍO

RECUPERACIÓN DE LPG

COMPRESIÓN VENTA DE GAS

POZOS Y SISTEMAS DE TRANSPORTE

SEPARACIÓN PRIMARIA

TRATAMIENTO DE PETRÓLEO

ALMACENAJE Y BOMBEO

VENTA DE CRUDO

RESERVORIO

POZOS DE REINYECCIÓN

TRATAMIENTO DE AGUA

4.2.8.- DESCRIPCIÓN Y CARACTERIZACIÓN DE UNA PLANTA DE GASEl objetivo es eliminar los contaminantes, los componentes corrosivos (agua y ácido sulfhídrico, este último también por su carácter contaminante), los que reducen el poder calorífico (dióxido de carbono y nitrógeno) y los que forman depósitos sólidos a bajas temperaturas (nuevamente agua y dióxido de carbono), para después separar los hidrocarburos más pesados que el metano, que constituyen materias primas básicas para la industria petroquímica.

4.2.9.-SISTEMA DE DESHIDRATACION DEL GASEl gas natural arrastra desde los yacimientos componentes indeseables como son: el ácido sulfhídrico (H2S), dióxido de carbono (CO2) y agua en fase gaseosa, por lo que se dice que el gas que se recibe es un gas húmedo, amargo e hidratado; amargo por los componentes ácidos que contiene, húmedo por la presencia de hidrocarburos líquidos e hidratado por la presencia de agua que arrastra desde los yacimientos.

La deshidratación de gas es el proceso de quitar el vapor de agua contenido en la corriente de gas para bajar la temperatura a la cual el agua condensa. Esta temperatura es el punto de rocío, y por ello el proceso de deshidratación se llama también acondicionamiento del punto de rocío. Este proceso debe realizarse debido a las siguientes razones principales:

El gas natural se combina con agua libre, o líquida para formar hidratos sólidos, que pueden taponar las válvulas, conexiones o tuberías.

El agua puede condensarse en las tuberías ocasionando bolsones de líquido, y causando erosión y corrosión.


Figura 48 Esquema de procesos

El agua presente en el gas natural puede combinarse con el CO2 y el H2S que pudieran estar presentes, tornando corrosivo al gas.

El vapor de agua aumenta el volumen de gas a ser transportado.

El vapor de agua disminuye el poder calorífico del gas

Las operaciones de las plantas de criogenia o absorción refrigerada pueden verse entorpecidas por los congelamientos.

Los contratos de venta del gas y las especificaciones de transporte por los gasoductos fijan un contenido de agua máximo, generalmente 7 libras de agua por millón de pies cúbicos de gas, o bien un determinado punto de rocío.

DESHIDRATACION POR ABSORCION (GLYCOL)

La deshidratación por glicol es un proceso de absorción donde el vapor de agua se disuelve en una corriente de glicol liquido. Seguidamente este vapor de agua es extraído del glicol mediante aplicación de calor, al hervir el agua se desprende del glicol, el cual se regenera o reconcentra tornándose apto para volver a ingresar al proceso.

ELECCION DEL GLICOL PARA SU UTILIZACION

Los factores que influyen en la selección del glicol son: Costos, viscosidad por debajo de 100-150 cp., reducción del punto de roció, solubilidad del glicol en la fase de hidrocarburos, puntos de congelamiento de la solución agua-glicol, presión de vapor, temperaturas de las fases liquida y gaseosa en el separador de baja temperatura y relación gas/hidrocarburos líquidos.

El glicol es un alcohol dihidrico (dos grupos de hidroxilos) ávido de agua. Hay cuatro tipos de glicoles que pueden usarse con éxito en distintas operaciones.

ETILEN GLICOL (EG).- Se usa como inhibidor de hidratos inyectando en las líneas, y pueden ser recuperado del gas por medio de separación a temperaturas por debajo de 50°F, no es apropiado para torres a causa de su equilibrio de vapor muy alto, que tiende a perder la fase de gas en la torre de contacto. Tiene la más baja solubilidad en los condensados, pero la mas alta perdida por vaporización.


DIETILENGLICOL (DEG).- Su presión de vapor alta lleva a pérdidas grandes en el contactor. Su temperatura de descomposición es baja (328°F), lo cual requiere bajas temperaturas en el reconcentrador (315 a 340°F), por lo cual no se puede purificar lo suficiente para la mayoría de las aplicaciones. Se lo usa para ser inyectado en las líneas y actuar como inhibidor de formación de hidratos. Este es un proceso de corriente paralela, no tan eficiente como los procesos a contracorriente realizadas en las torres de absorción.

TRIETILEN GLICOL (TEG).- Es el más común, se lo reconcentra a temperaturas entre 340 y 400°F para lograr una alta pureza. En el absorbedor no debe trabajarse por encima de 120 °F por que tiende a tener altas perdidas de vapor hacia la corriente de gas. Tiene la menor perdida por vaporización pero la mayor solubilidad en los condensados.

TETRAETILEN GLICOL (TREG).- Es más caro que el TEG pero tiene menos perdidas a altas temperaturas de contacto. Reconcentra entre 400 a 430 °F.

El glicol más usado en las plantas de tratamiento es el TEG por las siguientes razones:

Permite su regeneración a presión atmosférica, hasta concentraciones de 98 a 99.95 % de pureza, debido a su alto punto de ebullición y de temperatura de descomposición (teórica inicial de 404°F) esto permite depresiones mayores del punto de roció del gas natural en el rango de 80 a 150 °F.

Las perdidas por vaporización son menores que el EG o el DEG. El TEG no es demasiado viscoso por encima de 70°F El capital invertido y los costos de operación son menores. Las presiones de proceso pueden variar desde 75 a 2500 psig Las temperaturas del proceso pueden utilizarse desde 55 a 160 °F


4.2.10.-DESCRIPCION DE LOS EQUIPOS DE UNA PLANTA DESHIDRATODRA CON “TEG”

DEPURADOR DE ENTRADA .- Es el encargado de separar los contaminantes que llegan con la corriente de gas, tales como los hidrocarburos líquidos, agua libre, partículas sólidas y los compuestos químicos que han sido agregados previamente al gas natural, los cuales suelen causar efectos nocivos.

ABSORBEDOR O CONTACTOR.- La función del absorbedor es poner en contacto el gas húmedo con el glicol, para que el glicol pueda remover el vapor de agua del gas húmedo. Existen contactores que usan bandejas (tipo burbuja o campanas) o empaques regulares en su parte interna para efectuar el contacto directo del gas y el glicol. En cualquiera de los dos casos el contacto es en flujo inverso.

TANQUE DE FLASHEO O SEPARADOR DE GAS -CONDENSADO – GLICOL.- Sirve para recuperar el gas que esta disuelto en la solucion de glicol en el contactor, también como cualquier hidrocarburo liquido que sea transportado fuera del contactor por la solución de glicol. El gas sale por la parte superior del recipiente y es venteado o puede ser usado para suplir el gas combustible requerido para el reherbidor.

FILTROS.- En los sistemas de deshidratación del gas normalmente se usan dos tipos de filtros: filtros de sólidos son de malla fina de media o cartucho usados para eliminar sólidos, partículas que pueden causar erosión de los émbolos de las bombas, sellos de los discos y válvulas, atascamiento del equipo y formación de espuma.

FILTROS DE CARBÓN ACTIVADO.- Son usados para eliminar hidrocarburos, productos de degradación del glicol, surfactantes, químicos usados para tratamientos de pozos, aceites lubricantes de compresores.

BOMBAS DE GLICOL.- Son las únicas partes movibles de toda la unidad, retorna el glicol pobre de baja presión al contactor de alta presión, se usan de tres tipos: operación a alta presión (texsteam), operadas con líquido a alta presión (Kimray) y las impulsadas por motor eléctrico. Para unidades más grandes de deshidratación se usan bombas de desplazamiento positivo, de cilindros múltiples. Montadas horizontalmente e impulsada por un motor eléctrico.


TANQUE DE COMPENSACIÓN.- Es un recipiente usado para almacenar glicol regenerado para la succión de la bomba, generalmente esta construido como parte integral del rehervidor o en forma separada.

INTERCAMBIADORES DE CALOR.- El intercambiador glicol-glicol quita el calor del glicol pobre, caliente, que retorna al absorbedor y lo entrega al glicol rico que va al destilador ahorrando energía. El intercambiador glicol-gas sirve para calentar ligeramente el gas seco que sale del absorbedor y enfriar ligeramente el glicol caliente entrante. Los intercambiadores de glicol en una unidad e glicol están diseñadas para:

Suministrar el glicol pobre al absorbedor 5-15 °F mas caliente que el gas seco que deja el absorbedor. Este objetivo se logra colocando un enfriador aguas abajo del intercambiador de glicol rico-pobre.Mantener el tope del destilador de despojamiento a 210°F (a nivel del mar). El glicol rico, frió, puede usarse como el refrigerante para el serpentín de reflujo. Controlar el precalentamiento del glicol rico que entra al destilador despojador a un máximo.

COLUMNAS DE DESTILACIÓN.- Es el recipiente localizado en la parte superior del reherbidor donde tiene lugar la destilación del glicol y agua. Las columnas destiladas están normalmente empacadas y tienen condensadores con aletas o espirales de reflujo (serpentines) en la parte superior para enfriar los vapores de glicol y parte de vapor de agua de salida, para proveer el reflujo para la columna. Este arreglo controla la condensación y reduce las pérdidas de glicol. El vapor de agua que sale del tope del despojador contiene pequeñas cantidades de hidrocarburos volátiles y se lo ventea normalmente a la atmósfera.

REHERBIDOR.- Es el recipiente que suministra calor para separar el glicol y el agua por simple destilación. El glicol es calentado a una temperatura entre 380 y 400°F. Para remover suficiente vapor de agua para regenerar el glicol en 98.5 -99%. Los reherbidores pueden ser de fuego directo o calentados por vapor o aceite caliente. El nivel de glicol en el reherbidor es mantenido por un vertedero de derrame. El exceso de glicol fluye hacia dentro del tanque de compensación por gravedad.


REGENERACION DEL GLYCOL

El funcionamiento de un sistema de regeneración de glicol sería el siguiente:El gas de entrada llega a un depurador de entrada, donde se quita las impurezas sólidas o liquidas, luego el gas entra por la parte inferior de la contactora fluye en contracorriente con el glicol pobre que desciende. El glicol pobre entra por el tope del contactor donde fluye hacia abajo de plato en plato y absorbe el agua del gas natural que va ascendiendo, el gas que sale por el tope del contactor es gas seco que pasa a través de un intercambiador de calor gas/glicol y luego se va a la línea de gas de venta. El glicol rico deja el absorbedor y entra a un serpentín enfriador que controla la tasa de reflujo de agua en el tope del despojador.Este control de temperatura asegura que el vapor de agua que deja la columna destiladora no acarree exceso de glicol. Se mejora el intercambio de calor entre el glicol rico, frió y el glicol pobre caliente utilizando dos o más intercambiadores de calor de coraza-tubo, en serie. El aumento de calor recuperado disminuye el consumo de combustible en el reherbidor y protege de sobrecalentamiento a las bombas de circulación de glicol. El glicol rico se vaporiza en el tanque de flasheo donde se le quita el gas y cualquier hidrocarburo liquido que estuviera presente, que puede usarse como combustible, o como gas de despojamiento, se filtra el glicol antes de ser calentado en el reconcentrador.


SISTEMA DE DESHIDRATACION DEL GAS (GLYCOL)

SISTEMA DE REGENERACION DE GLYCOL


Figura 50 Sistema de deshidratacion

Figura 51 Sistema de regeneracion de glicol

4.2.11.- FRACCIONAMIENTO DEL GAS

Como se puede observar en la figura cuenta con torres de Fraccionamiento el cual la hace una planta bastante completa.


Figura 52 Fraccionamiento del gas

OBTENCIÓN DE METANO

El gas es un recurso natural no renovable. El gas natural es una mezcla de gases y líquidos denominados hidrocarburos, que se encuentran bajo la corteza terrestre.Esta mezcla se compone principalmente de gas metano, pequeñas cantidades de otros gases licuables (como Propano y Butano) y de mínimas cantidades de líquidos (como Pentano y Hexano). Por esta razón, también se denomina al Gas Natural simplemente como Metano.

El gas está por debajo de la tierra formadas por rocas que son denominadas reservorios o yacimientos.Como están enterrados a miles de metros debajo del suelo, los reservorios de gas natural se mantienen con calor y bajo la presión de capas de rocas, tierra e incluso agua. Los reservorios de gas bolivianos están a una profundidad promedio de 5000 metros.

Por esta condición, se transporta y distribuye principalmente por sistema de tuberías.Por encontrarse almacenado bajo la corteza terrestre, se extrae mediante perforaciones y se conduce a una planta de tratamiento donde se purifica. Luego, se le aplica presión y se inyecta a la tubería que lo conducirá a los puntos de consumo.


GAS NATURAL O GAS METANO

ETANO

PROPANO

BUTANO C5

C6

CARACTERÍSTICAS DEL GAS NATURAL O GAS METANO

A temperatura ambiente, e independiente de la presión aplicada, siempre se encuentra en estado gaseoso.

Se transporta por medio de gasoductos y se distribuye mediante redes de tuberías, en forma de Gas Comprimido. (G. N. C.).

GAS ASOCIADO Y GAS LIBRE

El gas asociado son los yacimientos de gas que contienen grandes cantidades de petróleo.El gas libre es también llamado gas no asociado, son aquellos yacimientos que contienen pequeñas proporciones de petróleo.

CADENA DEL GAS NATURAL


EXPLORACIÓN

La exploración es una etapa muy importante del proceso. En el transcurso de los primeros años de la industria del gas natural, cuando no se conocía muy bien el producto, los pozos se perforaban de manera intuitiva. Sin embargo, hoy en día, teniendo en cuenta los elevados costos de extracción, las compañías no pueden arriesgarse a hacer excavaciones en cualquier lugar.

Los geólogos juegan un papel importante en la identificación de Yacimientos de gas.

Para encontrar una zona donde es posible descubrir gas natural, analizan la composición del suelo y la comparan a las muestras sacadas de otras zonas donde ya se ha encontrado gas natural. Posteriormente llevan a cabo análisis específicos como el estudio de las formaciones de rocas a nivel del suelo donde se pudieron haber formado yacimientos de gas natural. Las técnicas de prospección han evolucionado a lo largo de los años para proporcionar valiosas informaciones sobre la posible existencia de depósitos de gas natural. Cuanto más precisas sean las técnicas, mayor será la posibilidad de descubrir gas durante una perforación.

EXTRACCIÓN

El gas natural se extrae cavando un hueco en la roca. La perforación puede efectuarse en tierra o en mar. El equipamiento que se emplea depende de la localización del yacimiento de gas y de la naturaleza de la roca. Mediante este sistema una broca de metal pesado sube y baja repetidamente en la superficie de la tierra.

Para prospecciones a mayor profundidad, se necesitan plataformas de perforación rotativa. Este método es el más utilizado en la actualidad y consiste en una broca puntiaguda para perforar a través de las capas de tierra y roca

Una vez que se ha encontrado el gas natural, debe ser extraído de forma eficiente. La tasa de recuperación más eficiente representa la máxima cantidad de gas natural que puede ser extraída en un período de tiempo dado sin dañar la formación. Varias pruebas deben ser efectuadas en esta etapa del proceso.


TRATAMIENTO

El tratamiento del gas natural implica el reagrupamiento, acondicionamiento y refinado del gas natural bruto con el fin de transformarlo en energía útil para las diferentes aplicaciones. Este proceso supone primero una extracción de los elementos líquidos del gas natural y después una separación entre los diferentes elementos que componen los líquidos.

TRANSPORTE Y ALMACENAMIENTO

El transporte puede ser por vía terrestre, a través de gasoductos que generalmente son de acero y miden entre 20 y 42 pulgadas de diámetro. Debido a que el gas natural se mueve a altas presiones, existen estaciones de compresión a lo largo de los gasoductos para mantener el nivel necesario de presión.

Comparado a otras fuentes de energía, el transporte de gas natural es muy eficiente si se considera la pequeña proporción de energía perdida entre el origen y el destino.

Los gasoductos son uno de los métodos más seguros de distribución de energía pues el sistema es fijo y subterráneo.

Antes de llegar al consumidor, el gas natural puede ser almacenado en depósitos subterráneos para que la industria del gas pueda afrontar las variaciones estacionales de la demanda. Estos depósitos están generalmente situados cerca de los mercados consumidores de tal forma que las empresas de distribución de gas natural pueden responder a los picos de la demanda y proporcionar el gas a sus clientes continuamente y sin demora. Durante los períodos de poca actividad, las empresas de distribución pueden vender el gas natural en el mercado físico (spot).

OBTENCION DEL GAS LICUADO DE PETROLEO “GLP”

El gas licuado de petróleo (GLP) es la mezcla de gases condensables presentes en el gas natural o disueltos en el petróleo. Los componentes del GLP, aunque a temperatura y presión ambientales son gases, son fáciles de condensar, de ahí su nombre. En la práctica, se puede decir que los GLP son una mezcla de propano y butano.


El gas licuado es un subproducto del petróleo, formado por una mezcla de gas butano (30%), gas propano (68 %) y otros gases (2 %).A presión y temperatura ambiente la mezcla se encuentra en estado gaseoso. Sin embargo, al ser sometida a presión cambia a estado líquido, lo que permite su envasado en cilindros.El término “licuado” justamente se usa porque a presión atmosférica el GLP permanece en fase gas (estado gaseoso), sin embargo cuando se le somete a una presión moderada, pasa de esta fase a la fase líquida (estado líquido) reduciéndose su volumen en 250 veces, haciéndose posible por consiguiente, su almacenamiento y transporte. Es esta conversión de gas a líquido lo que se conoce como “licuefacción”, y puede obtenerse tanto por incremento de la presión como por disminución de la temperatura, siendo este último método mucho más costoso.

CARACTERISTICAS DEL “GLP”

El GLP es incoloro (no tiene color) y es inodoro (no tiene olor), por esta razón es que se le añade un odorizante para poder identificar su presencia en el ambiente. Este odorizante viene a ser un compuesto de azufre llamado mercaptano, que a pesar de ser incoloro también, tiene un fuerte y característico olor que se identifica fácilmente.No es tóxico, pero en grandes concentraciones puede causar asfixia por desplazamiento del oxígeno del aire.El GLP es un combustible de alta calidad que prácticamente no contiene impurezas lo cual lo convierte en un combustible limpio y que protege el medio ambiente.Se puede comprimir. Si se comprime a temperatura ambiente, este gas pasa a estado líquido. Esta característica permite disminuir considerablemente su volumen, logrando así almacenar una gran cantidad de gas en cilindros o estanques.De esta forma, 5.000 litros de gas ocupan, al licuarse, un volumen de 26.2 litros.Pesa más que el aire. En estado de gas pesa casi el doble que el aire. Por esto, no se eleva; sino que se desplaza al nivel de terreno.No tiene olor. Como carece de olor, se le agrega un compuesto denominado mercaptano, que le da su olor característico, con el objeto de facilitar la detección de fugas.Es inflamable. Para que se inflame, es necesario que exista una mezcla de G. L. P. y aire, en presencia de una chispa, llama o fuente de calor.


Para que se inflame, la mezcla debe encontrarse en una cierta proporción, llamada rango de inflamabilidad. Si la proporción de gas en el aire es menor que el límite inferior del rango, no se inflamará; lo mismo ocurre si se supera el valor máximo de la proporción.

METODOS DE OBTENCION

El G. L. P. se obtiene de tres formas, teniendo todas ellas su origen en el petróleo y en los gases que se desprenden de los yacimientos.

La primera fuente de obtención es por la captura del gas emitido en forma directa desde el yacimiento, debido a la presión a que se encuentra. Posteriormente es procesado para separarlo de bencinas y otros gases licuables con los que aflora.

La segunda fuente de obtención de G. L. P. es por medio de la destilación primaria del petróleo crudo.

La tercera fuente para obtener G. L. P. es a partir de la aplicación de altas temperaturas y presiones a gasolinas de bajo octanaje. Este proceso logra romper las moléculas que la componen, generándose así gas licuado de petróleo.

PROCESO DE LA OBTENCION DEL “GLP”

El Gas Licuado de Petróleo (GLP) es un combustible alterno a la gasolina y el diesel, en su composición química predominan los hidrocarburos butano y propano o sus mezclas y que contienen propileno o butileno o mezclas de estos como impurezas principales. Las fuentes de obtención de este combustible son las refinerías y plantas de proceso de gas natural, las cuales aportan alrededor del 25% y 75%, respectivamente. Es un hidrocarburo derivado del petróleo, que se obtiene durante el proceso de refinación de otro derivado denominado gasolina. El GLP se produce en estado de vapor pero se convierte en líquido mediante compresión y enfriamiento simultáneos de estos vapores, necesitándose 273litros de vapor para obtener 1litro de gas líquido.Cabe señalar, que dependiendo el país, se puede aplicar el mismo término a


productos diferentes, por ejemplo en Estados Unidos y Canadá, se conoce por G.L.P. al combustible constituido por propano en prácticamente un 100%, con algunas trazas de otros componentes, los cuales se consideran de alto valor, por lo que se separan de la corriente de líquidos y se emplean como materia prima para sintetizar componentes de alto octano que se usan en la formulación de gasolinas.

El G.L.P. se encuentra en estado gaseoso a condiciones normales, sin embargo, para facilitar su almacenamiento y transporte, se licúa y se maneja bajo presión para mantenerlo en este estado.

El gas al ser comprimido y enfriado se condensa hasta convertirse en líquido, en cuyo estado se le transporta y maneja desde las refinerías, a las plantas de almacenamiento y de estas a los usuarios, ya sea por auto tanques o recipientes portátiles, en donde el gas sale en estado de vapor para poder ser utilizado en calderas, aparatos domésticos y vehículo

Procesos de Destilación:

Los procesos de destilación atmosférica y al vacío son clásicos en la industria del petróleo. La diferencia entre el proceso atmosférico y el de vacío es que este último permite obtener más altas temperaturas a muy bajas presiones y lograr la refinación de fracciones más pesadas.

La carga que entra a la torre de destilación atmosférica se somete previamente a temperatura de unos 350ºC en un horno especial. El calentamiento del crudo, permite que, por orden de punto de ebullición de cada fracción o producto, se desprendan de las cargas, y a medida que se condensan en la torre salen de ésta por tuberías laterales apropiadamente dispuestas desde el tope hasta el fondo. La torre lleva en su interior bandejas circulares que tiene bonetes que facilitan la condensación y la recolección de las fracciones. Además, al salir los productos de la torre pasan por otras torres o recipientes auxiliares para continuar los procesos.

Cuando la temperatura de ebullición de ciertos hidrocarburos es superior a 375ºC se recurre a la destilación al vacío o a una combinación de vacío y vapor. La carga con que se alimenta el proceso al vacío proviene del fondo de la torre de destilación atmosférica.


USOS DEL “GLP”Los usos principales del GLP son los siguientes:

Obtención de olefinas, utilizadas para la producción de numerosos productos, entre ellos, la mayoría de los plásticos.

Combustible para automóviles, una de cuyas variantes es el autogas. Combustible de refinería. Combustible doméstico (mediante garrafas o redes de distribución).

OBTENCION DE LA GASOLINA NATURAL

Una vez se extrae petróleo (en torres de extracción o por medio de balancines actuando como bombas) se transporta a las refinerías, donde el combustible se separa en fracciones de hidrocarburos que tienen propiedades parecidas. Este proceso se denomina destilación fraccionada (el petróleo se calienta de manera que los compuestos que lo forman se evaporan)

Los compuestos se enfrían y se condensan a medida que suben por la columna de destilación. En primer lugar se obtienen los menos volátiles y al final, los más volátiles.

Los grupos de compuestos que se van separando tienen propiedades parecidas. Una de las fracciones obtenida es la gasolina, o también llamada gasolina de destilación.

La gasolina es un producto derivado del petróleo para cuya obtención es necesaria una serie de procesos muy perjudiciales para el ambiente. Tal es el caso de la refinación del crudo, cuyos residuos son altamente tóxicos y por lo general son echados al ambiente.

Es una compleja mezcla de hidrocarburos, líquida, muy volátil que su temperatura de ebullición está entre 180- 200°C La gasolina es el primer producto de la destilación del petróleo.

La gasolina se puede obtener de más maneras, como por medio de gases naturales que contienen un porcentaje de gasolina natural que se puede obtener mediante condensación (se hace pasar el gas a través de una serie de torres que contienen un aceite ligero. El aceite absorbe la gasolina, que se próximamente se destilara)


También se puede obtener gasolina mediante la hidrogenación de carbón y alquitrán de hulla.Así pues, la gasolina es la mezcla de hidrocarburos líquidos más ligeros que se usa como combustible en motores de combustión interna, eso si las gasolinasobtenidas de estas maneras no se pueden emplear como combustible así como están, deben mezclarse con otros compuestos que mejorarán el rendimiento de estas.

CLASIFICACION

Gasolinas naturales: Es aquella que se produce por separación del gas natural o gas de cabeza

de pozo. La composición de esta gasolina varía con respecto al gas natural que lo

acompaña. El contenido en hidrocarburos es más bajo que la gasolina de destilación

Gasolinas de destilación directa: Fracción que se obtiene al destilar el crudo de petróleo a presión

atmosférica. No contiene hidrocarbonados no saturados de moléculas complejas aromático-nafténicas, ya que presentan puntos de ebullición más altos que el límite superior del intervalo de ebullición de la gasolina

Gasolina de cracking o refinado:Esta sale a partir de una fracción de corte alto que se somete a otro proceso (cracking), el que se rompen las moléculas más grandes en otras más pequeñas, obteniendo así moléculas que entran dentro de la fracción gasolina. La composición ya no va a ser tan homogénea va a depender de la composición inicial y del proceso utilizado

La composición de la gasolina que se utiliza determina el nivel y tipo de contaminantes que salen por el escape del vehículo.


La utilización del plomo en la gasolina sirve como un agente antidetonante. Es tóxico por absorción cutánea y por inhalación, tiene componentes de un efecto acumulativo, que pueden ser retenidos en los huesos, e inmediatamente liberados a la circulación sanguínea, estos vapores también son enviados y depositados a la atmósfera por las estaciones de servicios y los vehículos.

OTROS SISTEMAS

ENDULZAMIENTO DEL GAS NATURAL (AMINAS)

El proceso de endulzamiento de gas consiste en remover los contaminantes, H2S (ácido Sulfhídrico) y CO2 (bióxido de carbono), del gas húmedo amargo recibido de los pozos productores. Este proceso consiste en la absorción selectiva de los contaminantes, mediante una solución acuosa, a base de una formulación de amina, la cual circula en uncircuito cerrado donde es regenerada para su continua utilización.

Al H2S y al CO2 se les denomina gases ácidos del gas natural. En muchos campos de donde es extraído el gas natural la presencia de estos compuestos es elevada los cuales le dan la denominación de “amargo” al gas natural. El ácido sulfhídrico, también conocido como sulfuro de hidrógeno, tiene la característica de tener un desagradable olor y ser muy tóxico. Cuando es separado del gas natural mediante el proceso de endulzamiento, es enviado a plantas recuperadoras de azufre en donde es vendido en forma líquida para sus diversos usos industriales (producción de pólvora o sus médicos).

Por su parte el dióxido de carbono es un gas incoloro e inodoro, que a concentraciones bajas no es tóxico pero en concentraciones elevadas incrementa la frecuencia respiratoria y puede llegar a producir sofocación. Se puede licuar fácilmente por compresión, sin embargo, cuando se enfría a presión atmosférica se condensa como sólido en lugar de hacerlo como líquido. El dióxido de carbono es soluble en agua y la solución resultante puede ser ácida como resultado de la formación de ácido carbonilo, he aquí la propiedad corrosiva que el CO2 presenta en presencia de agua.

CONDICIONES DEL GAS A TRATAR

Concentración de impurezas Temperatura y presión disponible.


Volumen de gas a procesar Composición de Hidrocarburos. Selectividad de los gases ácidos por mover. Especificaciones del gas ácido residual.

PROCESOS DESARROLLADOS PARA LA REMOCIÓN DE GASES ÁCIDOS

Solución acuosa de Aminas de varios tipos. Absorción física con secuestrantes líquidos o con sólidos. Proceso de Carbonato de Potasio. Tamices Moleculares. Membranas.

Cada proceso tiene su aplicación, siendo el proceso con solución acuosa de aminas el más difundido en la industria

ETAPAS DEL PROCESO

Este proceso consta de dos etapas:

Absorción de gases ácidos: Es la parte del proceso donde se lleva acabo la retención del ácido sulfhídrica y el bióxido de carbono de una corriente de gas natural amargo utilizando una solución acuosa de Dietanolamina a baja temperatura y alta presión.

Regeneración de la solución absorberte: Es el complemento del proceso donde se lleva acabo la desorción de los compuestos ácidos, diluidos en la solución mediante la adición de calor a baja presión, reutilizando la solución en el mismo proceso.

AMINAS MAS USADAS EN EL ENDULZAMIENTO

Mono Etanol Amina (MEA) al 15% enagua. Formula:NH2-C2H4-OH Di Etanol Amina (DEA) al 35 %en agua. Formula: NH-(C2H4-OH)2

Di Glicol Amina (DGA) al 60 %en agua. Formula: NH2-C2H4-O-C2H4-OH

Metil Di Etanol Amina(MDEA) al 50 %en agua.Fórmula:CH3-N-(C2H4-OH)2


EQUIPOS DE UN PROCESO DE ENDULZAMIENTO

SEPARADOR.- El separador de la entrada debe estar muy bien diseñado. A tal efecto, se debe considerar:

La presencia de fluidos ácidos. La capacidad para manejar acumulaciones de líquido: agua,

hidrocarburos, químicas. La capacidad para retener sólidos.

Elimina líquidos y sólidos que pueden afectar la operación de la planta.

TORRE CONTACTORA.- Es el lugar donde los gases ácidos (H2S y/o CO2) son removidos del gas natural por la amina. Las torres pueden utilizar platos o empaque:

Torres Utilizando Platos:

Pueden ser de uno, dos, tres o cuatro pasesPueden tener rebozadero (Weir) ajustibles o fijadasPueden ser de Valvulas, Capas o Platos de Sieve Las caídas pueden ser al lado de los platos a al centro de los platos Pueden tener una o múltiples puntos de adición de amina


TREATEDGAS

PLATOS DE

CAIDA DE LA AMINA

TANQUE DE FLASHEO.- Es utilizado para flashear hidrocarburos que están disueltos en la solución de amina. Los hidrocarburos producidos se usa como combustible o se manda a quemar. Normalmente opera a 5.3 kg/cm2 (75 psig) o menos cuando la presión de la contactora es arriba de 35.2 kg/cm2 (500 psig).Puede tener una contactora de amina en el flujo de gas para remover a H2S de los hidrocarburos flasheados (Puede resultar el altas perdidas de amina).Normalmente se localiza entre el contactor y el intercambiador de amina rica/pobre.Puede ser de 2-fases (gas-amina) o 3-fases (gas-HC liquido-amine)

INTERCAMBIADOR DE CALOR AMINA RICA/POBRE.- Reduce la temperatura de la amina pobre saliendo de la Regeneradora y aumenta la temperatura de la amina rica entrando a la Regeneradora. Normalmente es de tubo/carcasa pero intercambiadores de tubo/platos también son utilizados. Amina rica pasa por los tubos y la amina pobre por la carcasa. El diseño debe minimizar el flasheo de gases ácidos (tomas la baja de presión lo más cerca posible a la regeneradora). Los requerimientos de la reherbidora será 50% más alto si no se diseña así.Una problema común es la corrosión/erosión es causado por la liberación de gases ácidos a la salida de la amina rica. El potencial de corrosión se


Figura 53 Tanque de flasheo con contactora de amina

aumenta cuando la carga de los gases ácidos se aumenta por una reducción en el flujo de amina o en la concentración de amina. Es importante mantener suficiente flujo de amina y presión para mantener una fase en el flujo.

REGENERADORA/REHERBIDORA.- Regenera la solución de amina por la adición de calor para aumentar la temperatura de la amina rica entrando a la regeneradora. Calor sensible (1/3). El Calor es necesario para cambiar la reacción y remover el H2S y/o CO2 de la solución. El Calor de reacción (1/3).Calor es necesario para mantener el radio de reflujo en la parte superior de la regeneradora. Calor de vaporización (1/3) 90-95% de los gases ácidos son removidos de la solución en la regeneradora.El residual es removido en la reherbidora.El punto de hervir de la solución depende solamente de la composición de la amina, la concentración de amina y la presión que se mantiene en la regeneradora/reherbidora. Un incremento de presión a una temperatura constante resulta en temperaturas más altas pero produce menos vapor por el incremento de la demanda de calor sensible. Para optimizar el uso de energeticos mientras manteniendo las especificaciones del gas dulce, el flujo de aceite caliente entrando a la reherbidora debe ser controlado por la temperatura en la parte superior de la regeneradora.La temperatura de la reherbidora no esta efectada por el volumen de vapor generado.Los tubos de la reherbidora siempre deben ser cubierto de líquido. Esto es para prevenir corrosión y la degradación del solvente. Para prevenir degradación térmica del amina traten de mantener la temperatura del aceite caliente a menos de 162 oC (325 °F).


0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

190 200 210 220 230 240 250

Temperatura de Salida, °F

% C

O2

fla

sh

ea

do

a 1

6 k

g/c

m2

(2

2.7

ps

ia)

`

La temperatura máxima de la amina en la regeneradora debe ser menos de 127 oC (260 °F) para prevenir la degradación térmica de la amina.

REFLUJO.- La función del condensador de gases ácidos es para condensar y enfriar el agua de vapor a líquido. Los gases ácidos y la agua se separan el en tanque de reflujo. El agua regresa a la parte superior de la regeneradora como reflujo. La razón del reflujo es para minimizar la concentración de amina en la parte superior de la regeneradora.

FILTROS.- Pueden ser de dos tipos:

FILTROS MECANICOS.- Son usados para remover partículas (tierra, productos de corrosión, sulfato de hierro, etc.) que puede causar espumación, corrosión, y gas dulce fuera de especificación.Pueden ser de cartuchos, bolsas, o de tipo pre-cubiertos Son disponibles en rangos de 1-100 micrones (absoluta o nominal).Los elementos son cambiados basado en la diferencial de presión. Pueden tratar todo el flujo de amina o un parte del flujo. Se pueden usar con amina pobre o rico (normalmente se usan para amina pobre).Los Filtros Mecánicos se deben diseñar para operar a presiones diferenciales de hasta 1.4 - 1.8 kg/cm2.


Figura 54 Rehervidora

FILTROS DE CARBÓN ACATIVADO.- Remueven contaminantes químicos como jabones, moléculas grandes de hidrocarburos, y productos de degradación. Es usado para remover hidrocarburos, productos de degradación de aminas, algunos sales termo estables y hierro. También sirve como un filtro mecánico. Puede reducir la corrosividad de la solución de amina,es recomendado para cualquier uso de amina

SISTEMA DE FILTRACION


Figura 55 Sistema de filtracion

DESCRIPCION DEL PROCESO

El gas amargo es alimentado por el fondo de la torre Absorbedora a una presión de 84.1 Kg/cm2 y 35°c, para ponerse en contacto a contracorriente con la solución de Dietanolamina regenerada (DEA POBRE), misma que es alimentada por el primer plato de la torre. Antes de entrar a la torre Absorbedora la DEA POBRE pasa por un enfriador tipo solo aire donde se abate la temperatura hasta unos 40°c aproximadamente.

La torre Absorbedora de gas amargo, cuenta con 20 platos en los cuales la solución de DEA POBRE se pone en contacto íntimo con el gas, absorbiéndole casi la totalidad de los gases ácidos presentes en la corriente de gas amargo alimentada a la planta endulzadora.

El gas dulce abandona la torre por el domo dirigiéndose al separador del gas combustible, el cual cuenta con una malla separadora para asegurar la recuperación de la DEA que el gas haya podido arrastrar. El gas dulce después de pasar por la válvula de control que regula la presión a esta sección es enviado a la red de gas combustible.

La DEA recuperara sale del separador de gas combustible y se une a la corriente de DEA proveniente del fondo de la torre Absorbedora (DEA RICA), que se envía de nivel a la sección de regeneración de la Dietanolamina.

La solución de DEA RICA proveniente del fondo de la torre absorbedora y el separador de gas combustible se alimenta al tanque de desorción (o de flasheo) con el fin de eliminar los hidrocarburos líquidos y parte de los gases ácidos retenidos por la DEA que por efecto de presión se encuentren disueltos en esta solución.

La amina rica acumulada en el tanque de desorción, se envía por diferencia de presiones al Intercambiador de calor DEA RICA / DEA POBRE, donde se calienta por medio de contracorriente de DEA pobre procedente del Rehervidor de la torre regeneradora.

Una vez precalentada, la Amina pasa al filtro de DEA RICA tipo cartucho, con la finalidad de eliminar los sólidos y partículas de sulfuro presentes en la solución


de DEA, formados por el ensuciamiento de la Amina con el gas. Una vez filtrada la solución continúa hacia la torre regeneradora.

5.- CONCLUSIONES Academicas

La practica fue satisfactoria ya que se pudo complementar lo que se avanza en la teoria pero aun nos falta mucho por recorrer.

La practica nos ayudo a saber y conocer mas aun algunas cosas que no habiamos aprendido en la teoria

Tecnicas

La tecnologia utilizada en las dos plantas son bastante sofisticadas y se necesita un mayor tiempo de estudio para su posterior manejo.

La planta de tratamiento de gas de Carrasco tiene una tecnologia mas reciente que la que se utiliza en la planta ade rio grande.

6.-RECOMENDACIONES Academicas

Como recomendación academica, tratar de que las empresas sean menos

estrictas en cuanto a su información, es decir que nos proporcionen

información más detallada acerca de los trabajos que están realizando,

puesto que al ser estudiantes de la carrera y futuros profesionales del

ámbito petrolero, necesitamos familiarizarnos con las técnicas y

tecnologías aplicadas en las diferentes ramas de la Industria Petrolera.


También cabe mencionar que las empresas deberían permitir un máximo

de 20 personas para que el aprendizaje sea eficiente

Tecnicas

Como recomendación técnica, se deberían actualizar las empresas en

cuanto a su tecnología puesto que esto ayudara a tener un mejor

desempeño en el proceso del gas.

7.- GLOSARIOAbsorción (Absorption)

Un proceso para separar mezclas en sus constituyentes, aprovechando la ventaja de que algunos componentes son más fácilmente absorbidos que otros. Un ejemplo es la extracción de los componentes más pesados del gas natural.

Aceite crudo (Crude oil)

El aceite que proviene de un yacimiento, después de separarle cualquier gas asociado y procesado en una refinería; a menudo se le conoce como crudo.

Aceite in situ (OIP Oil in place)

La estimación de la verdadera cantidad de aceite en un yacimiento, y por lo tanto una cifra superior a las reservas recuperables de yacimiento.

Aceite lubricante (Luboil)

Aceite lubricante usado para facilitar el trabajo de las uniones mecánicas y partes movibles.

Aceites amargos (Sour oils)

Aceites que contienen altos niveles de ácido sulfhídrico o mercaptanos. Se conoce como endulzamiento el tratamiento de dichos aceites para convertirlos en productos comerciales.

Adsorción (Adsorption)


Un proceso de separación para remover impurezas basado en el hecho de que ciertos materiales altamente porosos fijan ciertos tipos de moléculas en su superficie.

Arbol de Navidad (Christmas tree)

El arreglo de tuberías y válvulas en la cabeza del pozo que controlan el flujo de aceite y gas y preveen reventones.

Barrena de perforación (Drill bit)

La parte de una herramienta de perforación que corta la roca.

Barril (Barrel - bbl)

Una medida estándar para el aceite y para los productos del aceite. Un barril = 35 galones imperiales, 42 galones US, ó 159 litros.

Barril de aceite equivalente (Barrel oil equivalent - boe)

Un término frecuentemente usado para comparar al gas con el aceite y proporcionar una medida común para diferentes calidades de gases. Es el número de barriles de aceite crudo estabilizado, que contienen aproximadamente la misma cantidad de energía que el gas: por ejemplo, 5.8 trillones de pies3 (de gas seco)equivalen aproximadamente a un billón de boe.

Barriles por día (Barrels per day - bpd or b/d)

En términos de producción, el número de barriles de aceite que produce un pozo en un período de 24 horas, normalmente se toma una cifra promedio de un período de tiempo largo. (En términos de refinación, el número de barriles recibidos o la producción de una refinería durante un año, divididos por trescientos sesenta y cinco días menos el tiempo muerto utilizado para mantenimiento).

Butano (Butane)

Un hidrocarburo que consiste de cuatro átomos de carbono y diez átomos de hidrógeno. Normalmente se encuentra en estado gaseoso pero se licúa fácilmente para transportarlo y almacenarlo; se utiliza en gasolinas, y también para cocinar y para calentar. Véase también LPG.

Cabeza de pozo (Wellhead)


Equipo de control instalado en la parte superior del pozo. Consiste de salidas, válvulas, preventores, etc. Ver también Arboles de navidad.

Campo de gas (Gasfield)

Un campo o grupo de yacimientos de hidrocarburos que contienen gas natural y cantidades insignificantes de aceite.

Campo de gas / condensado (Gas / condensate field)

Un yacimiento que contiene gas natural y aceite, con una mayor proporción de gas. El condensado aparece cuando el gas es extraído del pozo, y su temperatura y presión cambian lo suficiente para que parte del mismo se convierta en petróleo líquido.

Campo de gas seco (Dry gasfield)

Un yacimiento que producirá gas seco/pobre y cantidades muy pequeñas de condensado; típicamente menos de 10 barriles por millón de pies cúbicos.

Campo verde (Greenfield)

A menudo usado para referirse a la planeación de instalaciones para gas natural licuado las cuales deben construirse desde cero; sin existir infraestructura.

Combustóleos (Fuel oils)

Aceites pesados provenientes del proceso de refinación; utilizados como combustibles en plantas de generación de energía, en la industria, en barcos, etc. Futuros (aceites): La venta y compra de aceite a un precio acorde con una fecha de entrega a futuro. El vendedor puede no tener aún el aceite, y ambos comprador y vendedor están especulando sobre como cambiarán los precios en el futuro.

Coquización (Coking)

Un proceso de desintegración térmica para romper las moléculas grandes en otras más pequeñas con la generación de coque de petróleo.

Corriente - abajo (Downstream)

Aquellas actividades que tienen lugar entre la carga de aceite crudo en la terminal de transportación y la utilización del aceite por el usuario final. Esto comprende la transportación de aceite crudo a través del océano, el abastecimiento y la


comercialización, la refinación, la distribución y el mercadeo de los productos derivados del aceite. Ver también corriente arriba (upstream).

Corriente arriba (Upstream)

Las actividades relativas a la exploración, producción y entrega a una terminal de exportación de petróleo crudo.

Crudo ligero (Light crude)

Aceite crudo con proporciones relativamente altas de fracciones ligeras, y baja gravedad específica.

Desarrollo sustentable (Sustainable development)

La satisfacción de necesidades actuales sin comprometer la habilidad de futuras generaciones para satisfacer las suyas propias.

Destilación (Distillation)

(Destilación fraccionada), un proceso basado en la diferencia de puntos de ebullición de los líquidos en la mezcla de la que van a separarse. Mediante vaporización y condensación sucesiva del aceite crudo en una columna de fraccionamiento, se separarán los productos ligeros dejando un residuo de aceite combustible o bítumen. La destilación se lleva a cabo en forma tal que se evite cualquier desintegración. Es el proceso básico que tiene lugar en una refinería.

Destilado (Distillates)

Los productos de condensación obtenidos durante el proceso de destilación fraccionada (combustibles gaseosos, nafta, gasolina, querosina y gasóleos).

Ducto (Pipeline)

Tubería para el transporte de crudo o gas natural entre dos puntos, ya sea tierra adentro o tierra afuera.

Ducto de transmisión (Transmision pipeline)

Red de ductos que distribuye gas natural de una estación terrestre, vía estaciones de compresión, a centros de almacenamiento o puntos de distribución.

Etano (Ethane)


Un hidrocarburo que consiste de dos átomos de carbono y seis átomos de hidrógeno. Normalmente este gas está presente en la mayor parte de los casos referentes al gas natural.

Etanol (Ethanol -ethyl alcohol-)

Un compuesto químico formado por fermentación o síntesis; utilizado como una materia prima en un amplio rango de procesos industriales y químicos.

Etileno (Ethylene -ethene-)

Una olefina consistente de dos átomos de carbono y cuatro átomos de hidrógeno; es un químico básico muy importante en las industrias química y de plásticos.

Fraccionamiento (Fractionation)

Nombre genérico del proceso de separación de una mezcla en sus componentes o fracciones. Ver también: absorción, adsorción, destilación.

Fracciones ligeras (Light fractions)

Las fracciones de bajo peso molecular y bajo punto de ebullición que emergen de la parte superior de la columna de fraccionamiento durante la refinación del aceite.

Fracciones pesadas (Heavy fractions)

También conocidas como productos pesados, estos son los aceites formados de moléculas grandes que emergen del fondo de una columna fraccionadora, durante la refinación del aceite.

Gas amargo (Sour gas)

Gas natural que contiene cantidades significativas de ácido sulfhídrico. El gas amargo se trata usualmente con trietanolamina para remover los elementos indeseables.

Gas asociado (Associated gas)

Gas natural encontrado en asociación con aceite en un yacimiento, ya sea disuelto en el aceite o como una capa arriba del aceite.

Gas Combustible (Fuel gas)


Se refiere a combustibles gaseosos, capaces de ser distribuidos mediante tubería, tales como gas natural, gas líquido de petróleo, gas de hulla y gas de refinería.

Gas de carbón (Coal gas)

Gas elaborado mediante la destilación destructiva de carbón bituminoso. Los principales componentes son metano (20 a 30%)e hidrógeno (alrededor de 50%).

Gas discontinuo (Interruptible gas)

Gas disponible sujeto a acuerdos que permiten la terminación o la interrupción de la entrega por los abastecedores, usualmente durante un número limitado de días en un periodo especificado. Lo opuesto es "gas continuo".

Gas doméstico (Town gas)

Gas enviado a consumidores desde una planta de gas. Puede comprender gas manufacturado, así como gas natural para enriquecimiento.

Gas dulce (Sweet gas)

Gas natural que contiene cantidades muy pequeñas de ácido sulfhídrico y bióxido de carbono. El gas dulce reduce las emisiones de bióxido de azufre a la atmósfera.

Gas en solución (Solution gas)

Gas natural disuelto en el crudo dentro del yacimiento.

Gas húmedo (Wet gas)

a).- Lo mismo que gas rico, es decir, gas que contiene hidrocarburos licuables a temperatura y presión ambiente.

b).- Gas que contiene vapor de agua.

Gas inerte (Inert gas)

Un gas químicamente inerte, resistente a reacciones químicas con otras sustancias.

Gas licuado de petróleo (Liquefied Petroleum Gas - LPG)

El LPG está compuesto de propano, butano, o una mezcla de los dos, la cual puede ser total o parcialmente licuada bajo presión con objeto de facilitar su


transporte y almacenamiento. El LPG puede utilizarse para cocinar, para calefacción o como combustible automotriz.

Gas Natural (Natural gas)

a).- Una mezcla de hidrocarburos, generalmente gaseosos presentes en forma natural en estructuras subterráneas. El gas natural consiste principalmente de metano (80%)y proporciones significativas de etano, propano y butano. Habrá siempre alguna cantidad de condensado y/o aceite asociado con el gas.

b).- El término también es usado para designar el gas tratado que se abastece a la industria y a los usuarios comerciales y domésticos y tiene una calidad especificada.

Gas natural crudo (Raw natural gas)

Gas natural que contiene impurezas y sustancias indeseables tales como: agua, nitrógeno, bióxido de carbono, ácido sulfhídrico gaseoso y helio. Estos se remueven antes de que el gas se venda.

Gas natural licuado (Liquefied Natural Gas - LNG)

Gas natural que para facilidad de transportarlo ha sido licuado mediante enfriamiento a aproximadamente menos 161°C a presión atmosférica. El gas natural es 600 veces más voluminoso que el gas natural licuado (LNG),

Gas pobre o gas seco (Lean gas or dry gas).

Gas con relativamente pocos hidrocarburos diferentes al metano. El poder calorífico es típicamente alrededor de 1,000 Btu/pié cúbico estándar, a menos que esté presente una proporción significativa de gases que no sean hidrocarburos.

Gas rico (Rich gas)

Gas predominantemente con metano, pero con una proporción relativamente alta de otros hidrocarburos. Muchos de estos hidrocarburos normalmente se separan como líquidos del gas natural.

Gas seco (Dry gas)

a).- Lo mismo que gas pobre, o sea que no contiene hidrocarburos que se licuarán a temperatura y presión ambiente.


b).- Gas que no contiene vapor de agua, o sea gas "sin agua".

Gas sintético (Synthetic gas)

Gas rico en metano producido a partir de aceite o carbón que tiene las mismas características básicas y composición química que el gas natural. Después de tratamiento para eliminar bióxido de carbono es adecuado para servicio doméstico, como gas de bajo poder calorífico.

Gasificación (Gasification)

La producción de combustible gaseoso a partir de combustible sólido o líquido.

Gasificación de aceite (Oil Gasification)

La conversión del petróleo en gas para usarse como combustible.

Gasóleo (Gas oil)

El aceite intermedio procedente del proceso de refinación; utilizado como combustible en motores diesel, quemado en sistemas de calefacción central y como carga de alimentación para la industria química.

Gasolina (Gasoline)

El combustible usado en automóviles y motocicletas, etc. (también conocido como petrol). La gasolina que se encuentra en forma natural se conoce como condensado.

Gravedad API (API/ gravity)

La escala utilizada por el Instituto Americano del Petróleo para expresar la gravedad específica de los aceites.

Gravedad específica (Specific Gravity)

La relación de la densidad de una sustancia a determinada temperatura con la densidad de agua a 4°C.

Hidrocarburo (Hydrocarbon)

Cualquier compuesto o mezcla de compuestos, sólido, líquido o gas que contiene carbono e hidrógeno (p. ej. : carbón, aceite crudo y gas natural).

Hidrodesulfuración (Hydrodesulphurisation - HDS)


Proceso para remover azufre de las moléculas, utilizando hidrógeno bajo presión y un catalizador.

Hidrógeno (Hydrogen)

El más ligero de todos los gases, presente principalmente, combinado con oxígeno, en el agua. El hidrógeno se combina con el carbono para formar una enorme variedad de hidrocarburos gaseosos, líquidos y sólidos.

Hidrotratamiento (Hydrotreating)

Usualmente se refiere al proceso de hidrodesulfuración, pero también puede aplicarse a otros procesos de tratamiento que utilizan hidrógeno.

Instalaciones de almacenamiento (Storage facilities)

Para gas natural estas son de dos categorías de acuerdo a la IEA. La primera la constituyen sitios estacionales de almacenamiento que comprenden acuíferos (incluyendo campos agotados de aceite y gas); cavernas de sal; cavernas excavadas; y minas en desuso. Para almacenamiento pico se emplean gasómetros en desuso y empacado de ductos. Adicionalmente, existen tanques de almacenamiento de GNL para servicio de carga normal o de emergencia, dependiendo del mercado.

Kerosina (Paraffin)

Nombre que se da en el Reino Unido a una kerosina de calidad premium que se emplea en quinqués y calentadores de espacios interiores.

Kerosina (Kerosine or kerosene)

Un aceite medio ligero procedente de la refinación del petróleo, intermedio entre el gasóleo y la gasolina; utilizado para alumbrado y calefacción y también como combustible para los motores de los aviones a chorro y los de turbo-hélice.

Metano (Methane - CH4)

La mas pequeña de las moléculas de los hidrocarburos, con un átomo de carbono y cuatro átomos de hidrógeno. Es el componente principal del gas natural, pero también está presente en las capas de carbón, y es producido por animales y por la descomposición de los vegetales. Es un gas ligero, sin color, sin olor y flamable bajo condiciones normales. El metano es el primer miembro en la serie de alcanos (parafinas). A presión atmosférica se licúa a -162°C.


Metanol (Methanol -methyl alcohol-)

Un alcohol utilizado como materia prima en un amplio rango de procesos industriales y químicos.

Molécula (Molecule)

La partícula más pequeña a la que un compuesto puede ser reducido sin perder su

Miles de pies cúbicos estándar.

Nafta (Naphtha)

Un rango de destilados más ligeros que la querosina utilizada como carga para la producción de gasolina para motores y para la industria química (p. ej. : para elaboración de etileno).

Olefinas (Olefins)

Grupo de hidrocarburos, incluyendo etileno y propileno, de especial importancia como insumo a la industria química. Ver también propileno.

OPEP (OPEC Organization of Petroleum exporting Countries)

Organización de Países Exportadores de Petróleo. Fundada en 1960, sus países miembros son Argelia, Gabón, Indonesia, Irán, Irak, Kuwait, Libia, Nigeria, Qatar, Saudi Arabia, Emiratos Arabes Unidos y Venezuela.

Parafina (Wax)

Material sólido o semi sólido derivado de destilados o residuos; se emplea para distintos propósitos incluyendo velas y encerados.

Petroquímico (Petrochemical)

Producto químico derivado del petróleo o gas natural (p. ej. : benceno, etileno).

Pozo (Well)

Agujero perforado en la roca desde la superficie de un yacimiento a efecto de explorar o para extraer aceite o gas.

Pozo desviado (Deviation well)


Un pozo perforado en ángulo con la vertical (perforación desviada), para cubrir el área máxima de un yacimiento de aceite o de gas, o para librar el equipo abandonado en el agujero original.

Pozo de exploración o de prueba (Wildcat well)

Pozo exploratorio perforado sin conocimiento detallado de la estructura rocosa subyacente.

Pozo de gas (Gas well)

Un agujero hecho en la tierra con el objetivo de extraer gas natural y llevarlo hasta la superficie.

Pozo seco (dry hole)

Un pozo que no tuvo éxito, perforado sin haber encontrado cantidades comerciales de aceite o de gas.

Presión (Pressure)

El esfuerzo ejercido por un cuerpo sobre otro cuerpo, ya sea por peso (gravedad)o mediante el uso de fuerza. Se le mide como fuerza entre área, tal como newtons/por metro2.

Presión crítica (Critical pressure)

La presión mínima requerida para licuar un gas a su temperatura crítica.

Presión absoluta (Absolute pressure)

Esta es la presión manométrica más la presión atmosférica.

Presión Atmosférica (Atmospheric pressure)

El peso de la atmósfera sobre la superficie de la tierra. A nivel del mar, ésta es aproximadamente 1.013 bars, 101,300 Newtons/m2, 14.7 lbs/pulg2 ó 30 pulgadas de mercurio.

Presión manométrica (Gauge pressure)


La presión que registra un dispositivo de medición normal. Dicho dispositivo mide la presión en exceso de la atmosférica.

Procesamiento del gas (Gas processing)

La separación del aceite y el gas, y la remoción de impurezas y líquidos del gas natural.

Producto de destilación (Straight-run)

Descripción aplicada a un producto obtenido del petróleo crudo mediante destilación y sin conversión química.

Productos blancos (White products)

Gasolina, nafta, kerosina y gasóleo, es decir, productos del extremo alto del proceso de destilación. Ver también: Productos negros, fracciones ligeras.

Productos negros (Black products)

Aceites diesel y aceites combustibles, tales como productos del extremo bajo (o pesado)del proceso de destilación. Ver también productos blancos.

Propano (Propane C3 H8 - C3)

Hidrocarburo que se encuentra en pequeñas cantidades en el gas natural, consistente de tres átomos de carbono y ocho de hidrógeno ; gaseoso en condiciones normales. Se le emplea como combustible automotriz, para cocinar y para calefacción. A presión atmosférica el propano se licúa a -42°C. Ver también: LPG.

Recuperación mejorada EOR (Enhanced Oil Recovery)

La recuperación de aceite de un yacimiento utilizando otros medios aparte de la presión natural del yacimiento. Esto puede ser incrementando la presión (recuperación secundaria), o por calentamiento, o incrementando el tamaño de los poros en el yacimiento (recuperación terciaria). Ver también: acidificación.

Recuperación primaria (Primary recovery)

La recuperación de aceite y gas de un yacimiento empleando sólo la presión natural del yacimiento para forzar la salida del aceite o gas. Ver también recuperación secundaria y terciaria.


Recuperación secundaria (Secondary recovery)

La recuperación secundaria de hidrocarburos de un yacimiento incrementando la presión del yacimiento mediante la inyección de gas o agua en la roca del yacimiento.

Recuperación terciaria (Tertiary recovery)

Recuperación de hidrocarburos de un yacimiento por encima de lo que se puede recuperar por medio de recuperación primaria o secundaria. Normalmente implica un método sofisticado tal como el calentamiento del yacimiento o el ensanchamiento de los poros empleando productos químicos. Ver: acidificación.

Refinería (Refinery)

Complejo de instalaciones en el que el petróleo crudo se separa en fracciones ligeras y pesadas, las cuales se convierten en productos aprovechable o insumos.

Refinería con esquema Hydroskimming (Hydroskimming refinery)

Una refinería con una configuración que incluye solamente destilación, reformación y algún hidrotratamiento.

Reservas (Reserves)

Ver: reservas probadas, reservas probables, reservas posibles y reservas recuperables.

Reservas posibles (Posible reserves)

Estimado de reservas de aceite o gas en base a datos geológicos o de ingeniería, de áreas no perforadas o no probadas.

Reservas probables (Probable reserves)

Estimado de las reservas de aceite y/o gas en base a estructuras penetradas, pero requiriendo confirmación más avanzada para podérseles clasificar como reservas probadas.

Reservas probadas (Proven reserves)

La cantidad de aceite y gas que se estima recuperable de campos conocidos, bajo condiciones económicas y operativas existentes.


Reservas recuperables (Recoverable reserves)

La proporción de hidrocarburos que se puede recuperar de un yacimiento empleando técnicas existentes.

Roca del yacimiento (Reservoir rock)

Roca porosa que contiene poros interconectados o fisuras en los cuales se encuentra aceite o gas.

Rocas ígneas (Igneous rocks)

Rocas formadas a partir de la solidificación de magma fundido.

Rocas metamórficas (Metamorphic rocks)

Rocas que han cambiado considerablemente su forma y estructura original, por la acción del calor y/o la presión.

Rocas sedimentarias (Sedimentary roscks)

Rocas formadas por la acumulación de sedimentos en el fondo de un mar, lago o pantano durante millones de años.

Sarta de perforación (Drill string)

Tuberías de acero de aproximadamente 10 metros de largo que se unen para formar un tubo desde la barrena de perforación hasta la plataforma de perforación. El conjunto se gira para llevar a cabo la operación de perforación y también sirve de conducto para el lodo de perforación.

Sistema de recolección de gas (Gas gathering system)

Un punto central de colección del gas de los campos costa afuera con tuberías provenientes de un número de campos, cuyos propietarios son a menudo distintas compañías. De ahí el gas es transportado a un sistema central de procesamiento, en tierra.

Solvente (Solvent)

Nombre genérico de un líquido capaz de disolver o dispersar otras sustancias.

Terminal (Terminal)


Instalación marítima que recibe y almacena petróleo crudo y productos de producción costa afuera vía ductos y/o buques tanque.

Terminal de gas natural licuado (LNG terminal)

Una estación para recibir embarques de LNG, típicamente con instalaciones para almacenamiento y regasificación.

Torre de perforación (Derrick)

Estructura de acero montada sobre la boca del pozo para soportar la tubería de perforación y otros equipos que son descendidos y elevados durante las operaciones de perforación.

Trampa (Trap)

Estructura geológica en la cual se acumulan hidrocarburos para formar un campo de aceite o gas. Ver también: Trampa estructural.

Trampa de líquido (Slug catcher)

Planta instalada en un sistema de gasoductos para atrapar líquidos.

Trampa estratigráfica (Stratigraphic trap)

Trampa de hidrocarburos formada durante la sedimentación y en la cual los hidrocarburos fueron encapsulados como resultado del cambio de roca de porosa a no porosa, en lugar del plegamiento o falla de los estratos de roca.

Trampa estructural (Structural trap)

Trampa de hidrocarburos formada por la distorsión de estratos de roca por movimientos de la corteza terrestre.

Transmisión (Transmission)

El transporte de grandes cantidades de gas a altas presiones, frecuentemente a través de sistemas nacionales o regionales de transmisión. Para los últimos, el gas se transfiere a centros locales de distribución a los consumidores a presiones más bajas.

Viscosidad (Viscosity)


Pegajoso, esto es: la resistencia de un líquido al movimiento o flujo; normalmente se abate al elevar la temperatura.

Volátil (Volatile)

Término que describe sustancias de bajo peso molecular que se evaporan a temperaturas y presiones atmosféricas normales.

Yacimiento (Reservoir)

Acumulación de aceite y/o gas en roca porosa tal como arenisca. Un yacimiento petrolero normalmente contiene tres fluidos (aceite, gas y agua)que se separan en secciones distintas debido a sus gravedades variantes. El gas siendo el más ligero ocupa la parte superior del yacimiento, el aceite la parte intermedia y el agua la parte inferior.

Yacimiento de gas / condensado (Gas / condensate reservoir)

Un yacimiento en el cual ni el gas natural ni el aceite crudo son las corrientes de producción predominantes. Para incrementar la recuperación del condensado, el gas debe ser recirculado durante los primeros años y producido en una fecha posterior.

7.1.-ABREVIATURAS

Has Hectáreas (Unidad de Área)

MMPCD Millares de Pies Cúbicos por Día

BPD Barriles por Día

MMCF Millares de Pies Cúbicos

BBL Barriles

YPFB Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos

SAM Sociedad Anónima Mixta

DS Decreto Supremo

CO2 Dióxido de Carbono


H2S Acido Sulfihídrico

Hg Mercurio

CuS Compuestos Metálicos

Ag Plata

K Potasio

I Iodo

KI Ioduro de Potasio

S Azufre

HCl Acido Clorhidrico

H2 Hidrogeno

RGP Relación Gas- Petróleo

%AyS Porcentaje de Arena y Sólidos

Psig Poundal Square Inch (Unidad de la Presión Manométrica)

Pulg2 Pulgadas cuadradas (Unidad de Área)

Kg/cm2 Kilogramo por centímetro cuadrado (Unidad de Presión)

G/mol Gramos por mol

Lpca Libras por pulgada cuadrada (Unidad de la Presión Absoluta)

ºC Grados Centígrados

ºF Grados Farenheit

Cp Centipoise

Tk Tanke

GLP Gas Licuado de Petróleo

GNC Gas Natural Comprimido


MEA Mono Etanol Amina

DEA Di Etanol Amina

DGA Di Glycol Amina

MDEA Metil Di Etanol Amina

URC Unidad de Remoción de Contaminantes

API American Petroleum Institute

SDCD Sistema Digital de Control Distribuido

FCC Cracking Catalítico de Fluido

Ppm Partes por millón

Wt Weight Total (Peso Total)

RX Reactor

RG Regenerador

ST Stripper

HTN Hidrotratamiento de Naftas

GOL Gas – Oil Liviano

GOP Gas – Oil Pesado

8.-BIBLIOGRAFIA

LAS SIGUIENTES PAGINAS WEBS

– WWW.SHELL.COM

– WWW.YPFB.GOB.BO


http://WWW.YPFB.GOB.BO/

http://www.elprisma.com/

– WWW.CBH.GOB.BO

– WWW.PRISMA.COM

– WWW.HIDROCARBUROSBOLIVIA.COM

–


http://WWW.PRISMA.COM/

http://www.cbh.gob.bo/

informe de practicas de campo 2014

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