areadeproduccion

INFORME PRACTICAS DE

CAMPO

5. CAPITULO II

AREA DE PRODUCCION

5.1.- ANTECEDENTES.

El campo Río Grande se encuentra ubicado a 61 Km. al sud-este de la ciudad de Santa

Cruz, forma parte del Área Centro “Bloque Grigota” junto con los campos Los Sauces y

La Peña.

Fig. 1

Stelmach Yepez Miguel Zbigniew 132


CAMPO

Campo gasífero y de producción de condensado.

Actualmente la producción de gas de Río Grande es aproximadamente de 30 MMPCD, y la

producción de condensado es de 440 BPD.

Cuenta con una Planta de Inyección, una Planta de procesamiento de gas por Absorción

Refrigerada y una Planta de Compresión de gas para la exportación al Brasil.

En la planta de Absorción de Río Grande se procesa alrededor de 150 MMPCD

provenientes de los siguientes campos: Río Grande 30 MMPCD, gas del Sur (GASYRG)

120 MMPCD y gas de reciclo 17 MMPCD (nominal).

De este volumen de gas (150 MMPCD) se obtiene actualmente 600 BPD de gasolina y 500

MCD equivalente a 260 TMD de GLP.

La venta de gas varía según las nominaciones y el consumo del mercado nacional

Gasoducto Al Altiplano y el consumo de gas del Brasil y Argentina. La inyección al campo

se realiza en función del excedente de gas (Actualmente no se realiza la inyección),

mientras que la quema depende del paro de alguna unidad o equipo o de algún problema en

planta.

Este campo se empezó a desarrollar hace más de 40 años (1961) con la perforación de RGD

X-1, cuando aun pertenecía a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos.

Como resultado de la capitalización en el año 1997 pasó a ser operada por la empresa

Andina S.A. para luego pasar en mayo de 2006 por efecto de la nacionalización.

Ya en el año 2008 el estado boliviano es el mayor accionista y se forma la sociedad YPFB

ANDINA quien es el que opera en la actualidad este campo.

5.2.- INTRODUCCION

El crecimiento del mercado energético de Latinoamérica está originando cambios

importantes, que requieren un nuevo posicionamiento de los países del cono sur. Dentro de

este contexto, Bolivia, por su potencial gasífero y su localización geográfica estratégica

tiene las condiciones para constituir un centro de distribución de energía para abastecer la

creciente demanda tanto de países vecinos como otros grandes consumidores.



CAMPO

La empresa YPFB-Andina S.A., Empresa Petrolera (Repsol YPF y YPFB), cuyo objetivo

social es Exploración y Explotación.

La Empresa Petrolera YPFB-Andina S.A. es el resultado de la conversión de Andina con

Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos, en el marco del proceso de nacionalización.

Entre las principales facilidades con las que cuenta, se puede mencionar una planta de

acondicionamiento de gas por método de absorción refrigerada que tiene una capacidad

nominal de 180 MMPSCD y se encuentra en el campo Río Grande.

Para la normal ejecución de las actividades de proceso se cuenta con una capacidad de

compresión instalada de 22000 HP, acompañada de una capacidad de generación de energía

de 6200 HP.

El estudio del presente informe se realizara en la Zona Centro – Planta Río Grande:

5.3.- TIPOS DE RESERVORIOS DE RIO GRANDE

En el campo de Rio Grande se tiene dos tipos de reservorios:

Reservorios de gas humedo (condensado).- Generalmente todos los reservorios

de gas existentes en el campo de Rio Grande son ricos en licuables, es decir, gas con

alto contenido de propano y butanos.

Reservorios petrolíferos.- Los reservorios petrolíferos que se tienen en el campo

de Rio Grande son reservorio de petróleo con gas en solución.

Este campo cuenta con varios reservorios ubicados en niveles someros del Cretácico y otros

más profundos del Carbonífero, todos productores de Gas y Condensado. En el cuadro

siguiente se resume la nomenclatura anterior y actual de los reservorios:

NOMENCALTURA

ANTERIOR

NOMENCALTURA

ANTERIOR

Petaca MedioCajones

Petaca Inferior

Taiguati W Superior San Telmo W Superior

Taiguati W Medio San Telmo W Medio



CAMPO

Taiguati W Inferior

Taiguati X San Telmo X

Taiguati Y Escarpment Y3

Tupambi Escarpment Z1

Este campo está conformado de 7 reservorios todos productores de Gas y Condensado que

son los siguientes:

Cajones

San Telmo Wm

San Telmo Ws

San Telmo X

Escarpment Y3

Z-1 Norte

Z-1 Sur

Actualmente la explotación del campo es de las siguientes arenas productoras:

Taiguaty “Y” 21 Líneas

Taiguaty “W”

Taiguaty “W” Inferior 2 Líneas

Taiguaty “W” Superior 4 Líneas

Taiguaty “W” Medio 9 Líneas

Taiguaty “W” SUP. MED.



CAMPO

La producción del campo se inicia en Noviembre de 1962 en pequeña escala hasta que se

implementa, en 1969, un programa de reciclaje de gas. Los reservorios donde se recicló gas

son: San Telmo W (Medio y Superior), Escarpment Y3 y Escarpment Z1. Se han perforado

79 pozos en el campo. Ninguno de los pozos produce actualmente del reservorio Cajones

por problemas con el curso actual del Río Grande (las aguas cubrieron los pozos que

producían de este nivel). El reservorio San Telmo X solo fue probado con ensayos de gas

de muy bajo rendimiento de condensado y alto corte de agua, nunca fue puesto en

producción.

Todos los reservorios producen Gas y Condensado variando la riqueza de acuerdo a cada

nivel. El condensado tiene una densidad API que varía entre 58° y 63°.



CAMPO

Actualmente (junio del 2009) se tiene 79 pozos perforados, de los cuales la mayor parte

están terminados con arreglos dobles, 17 pozos son productores, 38 cerrados y 10 pozos

abandonados.

5.4. CONCEPTOS BÁSICOS

5.4.1. Gas Natural.- El gas natural es una mezcla de hidrocarburos ligeros compuesto

principalmente de metano, etano, propano, butanos y pentanos y otros componentes no

Hidrocarburos tales como el dióxido de carbono (CO2), el helio, el sulfuro de hidrógeno

(H2S), nitrógeno, el agua en estado de vapor y otros componentes ácidos como ser, sulfuro

de carbono (COS), bisulfuro de carbono (CS2) y mercaptanos.

Es incoloro, se adapta a la forma del recipiente que lo contiene, no tiene un volumen

definido y ocupa todo el espacio del recipiente, tiene una densidad menor que la del

petróleo y la viscosidad es variable en función de la temperatura y presión.

5.4.2. Clasificación de gas Natural.- El Gas Natural se clasifica en.

Gas ácido o agrio.- Es aquel gas que contiene cantidades apreciables de sulfuro de

hidrógeno, dióxido de carbono, nitrógeno, y otros componentes ácidos, razón por la cual se

vuelve corrosivo en presencia del agua libre, lo cual no es acto para ser transportado.

Gas dulce.- Es aquel gas que contiene cantidades de sulfuro de hidrógeno menores a

4ppm,v, menos del 3% de dióxido de carbono y de 6 a7 libras de agua por millón a

condiciones normales, lo cual es acto para ser transportado por tuberías.

Gas rico o húmedo.- Es aquel gas del cual se pueden obtener cantidades apreciables de

Hidrocarburo liquido mayor de 3GPM (3 galones por millón de pies cúbicos en condiciones

normales).

Gas pobre o seco.- Es aquel gas que prácticamente está formado por metano y etano.

5.5. CAMPO LA PEÑA

5.5.1. Batería separación, deshidratación compresión y bombeo.

Consta de un tren de Separación de Grupo en producción de Baja (70 psi), así como

también de un separador de Prueba de Baja (70 psi).



CAMPO

El gas de Baja Presión es comprimido por el Compresor N° 1 y 3 en 4 etapas hasta 1300

Psi,

El gas antes de llegar a la etapa final de compresión es deshidratado (500 psi), y es utilizado

para combustible, tanto para consumo como para venta y luego es comprimido a 1300 psi,

para ser utilizado en el sistema de Gas Lift en el Campo La Peña.

El Sistema de Deshidratación, consta de una Torre de Contacto TEG/GAS, dotada de

sistema de control de TEG e Hidrocarburo, para su operación normal, también tiene su

Regenerador de Glicol, el cual controla la calidad del TEG en circulación, buscando

obtener condiciones de gas dentro de especificaciones. Para enfriar el TEG regenerado se

tiene un circuito de agua el cual consta de una bomba centrifuga a 20 psi.

5.5.2. Planta de tratamiento e inyección de agua La Peña.

La planta de Agua consta de:

Bomba de Alimento de Agua desde la pileta impermeabilizada, Bombas de Inyección de

Productos Químicos, Bomba Triplex para transferencia de agua producida en LPÑ y RGD

hasta a estación Satélite.

5.5.3. Compresores La Peña

La planta de compresión consta de los siguientes equipos :

Compresor N° 1 Cooper de Baja Presión, Presión de Succión 70 psi

Compresor N° 2 Ajax de Baja Presión. Presión de Succión 500 psi

Compresor N° 3 Cooper de Baja Presión. Presion de Succión 70 psi.

Las diferentes etapas de compresión consta con sus respectivos sistemas de enfriamiento

(aeroenfriador)

5.5.4. Sistema de bombeo La Peña

Este sistema está al servicio de los campos LPÑ y LSC conformado por los siguientes

equipos:



CAMPO

La peña:

Dos Bombas Booster Ingersoll Rand con motor eléctrico:

SATELITE:

Dos bombas de booster Ingersoll Rand con motor Eléctrico

Dos bombas de Transferencia Union punp con motor Eléctrico

5.5.5. Sistema de almacenaje de petróleo / condensado.

LA PEÑA

Consta de los siguientes equipos :

1 Tanque abulonado de 5 MBbls

1 Tanque soldado de 2 MBbls

2 Tanque soldados de 1 MBls

SATELITE LA PEÑA

1 Tanque de 5 MBbls

1 Tanque de 1500 Bbls

Además están dotados de Válvulas de Bloqueo, Seguridad, Instrumentación y Medición

necesarios para la buena operación.

5.5.6. Planta de inyección de agua en batería Satélite campo La Peña.

La planta de Agua consta de:

Bombas de Alimento del Tanque de Agua N° 1, bombas de transferencia de agua a los

Filtro de Arena, Bombas de Inyección de Productos Químicos, Además se tiene tanque N°

2 de 5000 bls para almacenar agua tratada con bombas booster que alimentan a las bombas

de inyección de agua y finalmente Bombas Triplex de inyección de Agua a pozos.

También se cuenta con dos bombas centrifugas en el sistema de retrolavado mas una bomba

centrifuga para recuperación de agua de retrolavado.



CAMPO

BATERIA SATELITE LPÑ

free water de Baja Presión (50 psi).

Separador de Grupo V/01 (100 psi) baja presión

Separador de Prueba V/02 (100 psi) de Baja Presión.

5.5.7. Sistema de generación eléctrica.

Batería LPÑ: Dos generadores de 400 KW, 601 AMP, 60 ciclos C/U

Estación Satélite: Generador 2 y 4 de 250 y 150 KW 60 ciclos respectivamente.

Batería LSC: Generador 1 y 2 de 45 KW y 60 cilos respectivamente.

5.5.8. Batería los sauces.

Separador de Grupo en producción V/01 alta presión 1000 Psi

Separador de grupo en producción V/02 presión intermedia 500 Psi (en planta LPÑ)

Separador de grupo en producción v/03 baja presión de 80 Psi (en planta LPÑ)

El campo La Pena tiene 20 líneas en producción, todos los pozos son asistidos con gas

natural, sistema de gas lift. (GLS).

5.6. CLASIFICACIÓN DE LOS POZOS DE PRODUCCIÓN RGD.

a) Por su Naturaleza:

Exploratorios y de Desarrollo

b) Por su Dirección:

Verticales, Dirigidos y Horizontales

c) Por su Uso:

Productores, Inyectores de Gas, Inyectores de Agua y Sumideros.

5.6.1.-Arreglos de Pozos.- Entre los arreglos tenemos:

Superficiales

a) Superficiales



CAMPO

b) Sub-superficiales

c) Simples

d) Simples selectivos

e) Dobles

f) Dobles Selectivos

5.6.2.- Métodos de Recuperación.-

Entre los Métodos de Recuperación se tiene:

a) Recuperación Primaria

Surgencia Natural

Levantamiento artificial

- Gas Lift

- Bombeo Mecánico

- Bombeo Electro sumergible

- Por Cavidad Progresiva

- Plunger Lift

b) Recuperación Secundaria

Inyección de Gas

Inyección de Agua

Water flood

c) Recuperación Terciaria o Mejorada (EOR) .-

La tecnología del petróleo microbio de recuperación es todavía una etapa

temprana de desarrollo. Las pruebas de laboratorio han demostrado que

algunos microorganismos producen técnicas que puede incluirse en el

movimiento del petróleo crudo en un depósito se ha demostrado que los

organismos pueden desplazarse mediante un medio poroso, y que ellos

pueden adaptarse para vivir por debajo de una variedad de condiciones



CAMPO

ambientales. Algunas pruebas de campo se han alentado, pero muchos

tienen algunas in conclusiones.

5.6.3.- Tipos de surgencia de pozos

Pozos con surgencia natural.

Pozos con recuperación asistida que corresponde a un levantamiento artificial

(Plunger Lift).

5.6.3.1- Pozos con Surgencia Natural.-

Pozos con surgencia natural son aquellos que utilizan su propia energía, ya que su presión

de fondo es suficiente para vencer la columna hidrostática y la pérdida de carga para fluir

hasta la superficie.

5.6.3.2.- Pozos con Recuperación Asistida.- (Plunger Lift)

Cuando la energía del pozo no es suficiente para levantar la presión hidrostática de la

columna hasta la superficie debido a que la presión de formación comienza a disminuir sin

permitir el desalojo de los hidrocarburos, el pozo deja de fluir por sí solo, entonces se

recurre a otros sistemas de extracción.

Para el caso de Rió Grande la extracción artificial se realiza con Plunger Lift, que es un

método aplicable a pozos con baja producción de líquido y una relación gas – petróleo

relativamente alta o con recuperación rápida de presión.

Es un pistón viajero que es empujado por gas propio del pozo y trae a la superficie el

petróleo que se acumula entre viaje y viaje del pistón

La operación comienza con el cierre de la línea de producción en superficie por medio de

una válvula controlada por un temporizador, permitiendo el descenso del pistón en caída

libre hasta que llega al nivel de líquido, el líquido pasa a través del orifico del pistón para

que éste quede totalmente debajo de la columna de donde deberá ser elevado en el siguiente



CAMPO

ciclo junto con el gas de formación, esta diferencia de presión hace que el pistón viaje hacia

arriba con el líquido que esta sobre él cuando la línea de producción nuevamente se abre.

POZO ESTADO ARENACK

# / 64

PRES.SUR.

(PSIG)

PRES.SEP.

(PSIG)

29-C Producción P. LiftTAIGUATY

"W"30 600-360 295

72-T Producción P. LiftTAIGUATY

"W" MEDIO12 760-360 320

5.7. DESARROLLO

El campo Río Grande cuenta dentro de sus instalaciones con dos plantas, una de

recolección y compresión llamada Planta de Inyección, otra de tratamiento de gas, Planta

de Absorción; además otra de tratamiento de aguas o Planta de Inyección de Agua (P.I.A).

La capacidad nominal de la planta de procesamiento de gas, es 180 millones de pies

cúbicos por día (MMPCD).

Río Grande en resumen puede ser esquematizado en su forma más simple, es decir,

representando las entradas y salidas al mismo [diagrama de bloques].

De esta manera y desde un punto de vista esquemático, puede decirse que el campo Río

Grande se divide en las siguientes secciones:

Campo o Pozos, donde se encuentran 80 pozos perforados, de los cuales existen

actualmente 20 en producción con 23 líneas entre cortas, largas y únicas; existen también 1

pozos de inyección de agua o sumideros y 2 de inyección de gas.



CAMPO

Actualmente el campo produce, en promedio1, un caudal de 32,339 millones de pies

cúbicos por día de gas natural, 507 barriles por día de condensado2 y 1296 barriles por día

de agua.

Planta de Inyección, que básicamente separa del hidrocarburo del pozo, el agua y el

condensado, estabiliza el mismo, comprime y envía el gas para su tratamiento en la planta

de Absorción, luego lo distribuye a los diferentes gasoductos según nominación, si existe

excedente se re-inyecta a la formación del campo de Río Grande.

Planta de Absorción, donde se procesa gas natural además de extraer del mismo, Propano,

Butano y Gasolina natural. Básicamente el proceso consiste en bajar la temperatura del gas,

deshidratarlo y absorber los elementos mencionados anteriormente.

Planta de Inyección de Agua (P.I.A), donde el agua producida por los pozos y generada

por diferentes circunstancias recibe un tratamiento para su posterior re-inyección al

reservorio.

El campo Río Grande cuenta dentro de sus instalaciones con dos plantas, una de

recolección y compresión llamada Planta de Inyección, otra de tratamiento de gas, Planta

de Absorción; con una capacidad nominal de procesamiento de 180 millones de pies

cúbicos por día (MMPCD). Además una unidad de tratamiento de agua de producción o

Planta de Inyección de Agua (P.I.A).

Río Grande en resumen puede ser esquematizado en su forma más simple, es decir,

representando las Entradas y salidas al mismo.

De esta manera y desde un punto de vista esquemático, puede decirse que el campo Río

Grande se divide en las siguientes secciones:

1 Promedio del Mes de Diciembre2 Se conoce como condensado a una mezcla de hidrocarburos líquidos tales como el Propano, Butano, Gasolina Natural, Kerosén y algo de diesel. (C3 hacia delante)



CAMPO

Campo o Pozos, donde se encuentran 80 pozos perforados, de los cuales existen

actualmente 20 en producción con 23 líneas entre cortas, largas y únicas; existen también 1

pozos de inyección de agua o sumideros y 1 de inyección de gas.

Actualmente el campo produce, en promedio3, un caudal de 32,339 millones de pies

cúbicos por día de gas natural, 507 barriles por día de condensado4 y 1296 barriles por día

de agua.

Planta de Inyección, que básicamente separa del hidrocarburo del pozo, el agua y el

condensado, estabiliza el mismo y comprime el gas ya sea para su venta, su re-inyección al

campo de Río Grande o para su tratamiento en la planta de Absorción.

Planta de Absorción, donde se acondiciona el gas natural para la venta además de extraer

del mismo, Propano, Butano y Gasolina natural. Básicamente el proceso consiste en

deshidratarlo, bajar la temperatura y absorber los componentes mencionados

anteriormente.

Planta de Inyección de Agua (P.I.A), donde el agua producida por los pozos y generada

por diferentes circunstancias recibe un tratamiento para su posterior re-inyección al

reservorio.

3 Promedio del Mes de Diciembre4 Se conoce como condensado a una mezcla de hidrocarburos líquidos provenientes de un reservorio gasífero. Con 63,4º API.



CAMPO

Esq. 1 .Esquema Campo Río Grande



CAMPO

A partir del gas que se produce en todos los pozos del campo Río Grande, así como el que

viene del Gasoducto del GASYR5, se obtienen diferentes productos en ésta planta:

Gas Natural (Residual)

Gas Licuado de Petróleo (GLP)

Condensado

Gasolina Natural

Propano

A continuación serán descritas la producción de pozos y ambas plantas: Inyección y

Absorción con cada uno de sus procesos y detalles, como ser los diagramas de flujo,

condiciones operativas, etc. Cabe resaltar además que los datos de presión y de

temperatura son aproximaciones, y por consiguiente pueden variar de acuerdo a varios

factores, sin embargo son mencionados en la descripción, porque proporcionan una muy

buena idea las condiciones de trabajo.

5



CAMPO

5.8. PRODUCCIÓN DE POZOS

El gas proveniente de Río Grande no llega listo para su comercialización, sino que llega

como un fluido multifásico con componentes de diferente densidad, por consiguiente esta

mezcla necesita ser separada, estabilizada, almacenada y puesta a disposición según sea su

destino final, en el caso del gas pasar a la planta de absorción para luego su distribución

hacia la planta de compresión o comprimido para su venta al altiplano.

El sistema de recolección comienza en el cabezal de pozo, que debe incluir al menos un

choque, a menos que el pozo este en una etapa de producción artificial. La mayor caída de

presión de un pozo se registra a través de este choque. El tamaño de la abertura en el

choque determina el rango de flujo, porque la presión aguas arriba es determinada

primordialmente por la “presión de flujo en la tubería” (FTP) del pozo, y la presión aguas

abajo está determinada por la presión de la válvula de control en el primer separador del

proceso.

A continuación se presenta la descripción de los pozos:

¡Error! Vínculo no válido. Tabla.1 Descripción de Pozos Río Grande. Planilla Actualizada

a Diciembre 2009

En la Planta de Río Grande existen actualmente 20 Pozos productores, se clasifican de la

siguiente manera:

13 Pozos doble terminación (12, 18, 29, 39, 47, 48, 49, 57, 62, 71, 75, 79 y 80)

5 Pozos terminación simple (4, 15, 23, 42 y 72)

2 Pozos Horizontales (77 y 76)

1 Pozo Inyector de Agua (28)

La Planta de Río Grande cuenta con 23 líneas de producción. Cada pozo cuenta con un

seguimiento de la producción de Gas, Condensado y Agua, que se realiza cada día en los

separadores de prueba (V-160 y V-170). El resumen de las últimas pruebas se muestra en la

tabla siguiente:



CAMPO

¡Error! Vínculo no válido.

Tabla.2 Producción según Pruebas.



CAMPO

La producción total del Campo Río Grande es: 32,339 MMPCD de Gas, 507 BPD de

condensado, 556 BPD de Gasolina y 1296 BPD de agua; los datos anteriores representan el

promedio del mes de Diciembre 2009.

5.9. PLANTA DE INYECCIÓN.

Es llamada de inyección porque el gas se inyectaba continuamente bajo alta presión para

gasificar la columna de fluido y aligerarla, este gas que se inyectaba era el excedente de

Gas Pobre o Residual que venía de Absorción.

Actualmente esta Planta es la encargada de recolectar el Gas que viene de los diferentes

pozos del Campo que están en producción.

Recibir los Gases que Vienen del Sur y del Norte.

5.9.1. Capacidad.

Tiene una capacidad para procesar 232 MMPCD de Gas y 600 BPD de Condensado.

Actualmente tiene una producción de 30 MMPCD de Gas y 440 BPD de Condensado.

5.9.2. Funciones.

- Recolectar el Hidrocarburo a través de todas las líneas de los pozos que se

encuentran en producción.

- Separar el Condensado, Gas y Agua. Estabilizar el Condensado; enviar el

Agua a la PIA y por ultimo enviar el Gas a la Planta de Absorción.

- Recibir los Gases del Sur “GASYRG” elevar su presión a través del

compresor 15 (Booster) y 13 y mandarlo a la Planta de Absorción.

- Los gases de Baja, Mini Baja y Gases de Cabeza elevarlos hasta la presión

de operación de la Planta de absorción.

- Recibir los Gases del Norte (Víbora, Sararí y Yapacany).

- Enviar Gas al Altiplano.

5.9.3. Repartición.

En la Batería del Campo RGD se recolecta de todos los pozos del campo aproximadamente

30MMPCD.

Se presta 120 MMPCD del los Gases que viene del Sur (GASYRG).



CAMPO

Haciendo un total de 150 MMPCD

Este total es enviado a la Planta de Absorción para su respectivo Proceso del

Gas.

De los 150MMPCD de Gas que entra para Proceso en la Planta de Absorción

10MMPCD son absorbidos de la siguiente forma:

- 5MMPCD son Absorbidos como GLP y GN

- 5MMPCD son Absorbidos como Combustible (1.7 para la Planta de

Inyección y 3.3 para Absorción).

Una vez que se le saca todos sus componentes licuables a este Gas (Gas Residual o Seco);

es enviado nuevamente a la Planta de Inyección pero solamente regresa 140MMPCD ya

que fueron absorbidos 10MMPCD del total enviado.

Se devuelve los 120 MMPCD prestados del GASYRG (Para ser enviados a la Planta de

compresión y mandarlos a la venta al Brasil) por la línea de 12” y RGD se queda con el

resto que son los 20 MMPCD.

El Campo RGD recibe los Gases que vienen del Norte por la Línea de 24” un total de

35MMPCD.

Se envía al Altiplano los 20MMPCD (Recolectados del Campo) más los 35MMPCD de

Gas (Norte) enviando un total de 55 MMPCD



CAMPO

Esq. 2. Esquema de los gases desde su procedencia



CAMPO

5.9.4. Operaciones en la Planta de Inyección.

Primeramente se recolecta todos los gases provenientes de las diferentes líneas de los

pozos del campo RGD para posteriormente pasar a la etapa de separación donde se dividen

los diferentes fluidos (Condensado, Gas y Agua). Al condensado se le realiza un

tratamiento para estabilizarlo y almacenarlo para luego enviarlo a través de un oleoducto

a la Refinería de “Palmasola”. El Gas extraído es depurado y comprimido hasta una

presión de operación requerida y enviado a la Planta de Absorción juntamente con los

Gases que se le presta a la línea del “GASIRG”.

Después de haber sido extraídos todos los componentes licuables este gas es enviado

nuevamente a la Planta de Inyección pero al “Slug Cátcher”. Donde una parte es enviada al

Altiplano y la otra devuelta al la línea de 32” por la línea de 12”.

En esta Planta las operaciones que se realizan son distintas las cuales se dividen en

diferentes sistemas que son los siguientes:

Sistema de Recolección

Sistema de Separación

Sistema de Estabilización

Sistema Compresión

Sistema de almacenaje

Sistema de Bombeo

Sistema de Generación Eléctrica

Sistema de Seguridad

5.9.4.1. Sistema de Recolección.

5.9.4.1.1. Colectores.

Se trata de un conjunto de conexiones y válvulas que permitirán manejar en forma y/o

conjunta el flujo que ingresa en la batería. Se compone de dos o tres líneas de válvulas,

según la cantidad de destinos adicionales que se utilicen, de tal manera que el ingreso de un

pozo se dirija a la línea general o a otra línea que va al sistema de control individual.

La operación de los colectores, por lo sencillo y rutinario, presenta muchas veces

problemas pues si se comete un error y quedan las válvulas cerradas se producirá una rotura



CAMPO

y la contaminación consecuente. Por lo tanto es una de las tareas en las que se recomienda

muy especialmente que una vez concluida se revise el circuito del flujo para comprobar la

certeza de la maniobra.

En todos los casos, la apertura y cierre de válvulas debe practicarse en forma simultánea

con la tendencia de cerrar y luego abrir y además no debe operarse en forma brusca, sobre

todo donde se manejan importantes cantidades de gas.

Uno o más de estos colectores se utilizan para la producción general y el otro para la

medición individual de los pozos. Los diámetros de cada uno de estos son diferentes en

cada caso, puesto que su función es directa con los volúmenes de producción a manejar.

Las líneas de descarga de los pozos a la batería de separación, tienen en su entrada al

manifold válvulas de retención que impiden el retroceso del fluido en caso de existir una

caída de presión brusca.

Todas estas líneas se conectan transversalmente a los colectores e igualmente llevan en sus

conexiones válvulas de compuertas de vástago desplazable, las que permiten realizar los

movimientos necesarios para impedir que los pozos conectados al colector de producción o

de grupo, puedan descargar su fluido al colector de medición o viceversa.

Las líneas que llegan hasta el colector de medición cuentan con tantas válvulas de vástago

desplazable; como movimiento que requieren para lograr el funcionamiento perfecto de la

instalación.

De ambos colectores parten las líneas de alimento a sus respectivos separadores, que

también llevan válvulas de control, ubicados en tal forma que permitan la distribución

uniforme de la carga de alimentación.



CAMPO

5.9.4.1.2. Descripción del funcionamiento de los Colectores.

La producción de los pozos llega a los 4 sistemas de recolección de líneas que existen en la

planta. Teniendo para cada sistema una línea de grupo y otra de prueba.


Mini-Baja Baja

IntermediaAlta

Colectores Desarenador


CAMPO

CLASIFICACIÓN

DEL COLECTOR

PRESIÓN

(PSIG)

Colector de Alta Presión 1100

Colector de presión

Intermedia900

Colector de Baja Presión 500

Colector de Mini Baja

Presión350

Tabla 3. Clasificación de colectores

La producción de los diferentes pozos del campo llega al sistema de recolección de líneas

según el tipo de presión de cada pozo con un promedio de 30MMPCD a distribuirse de la

siguiente manera:

Los pozos de alta llegan al colector de 1100 PSIG, dirigiéndose el flujo a los

separadores de alta V-120 y V-140. También pueden ser derivados por su línea de

prueba hacia el separador de prueba V-160.

Existe también la opción a la tea para despresurizar alguna línea de ser necesario. Una parte

de este colector tiene la opción para ingresar a un desarenador.

Este colector posee también una entrada para el reciclo o dosificado de absorción que

actualmente no se está ocupando.

Los pozos de intermedia llegan al colector de 900 PSIG, éste colector posee una

línea de producción que llega al separador V-180,

La línea de prueba llega al separador V-160, posee también la opción para desfogar al

quemador.



CAMPO

El colector de 500 PSIG recibe los pozos de baja, posee 2 líneas, una de producción

que va a los separadores de producción de 500 PSIG, el V-130 y el V-150; la línea

de prueba que va al separador V-170, que es el separador de prueba para los

colectores de 500 PSIG y 350 PSIG. También tiene la opción de desfogar al

quemador.

El último sistema de colector es el de 300 PSIG, para los pozos de mini baja, de

donde la línea de producción descarga al separador V-190 y la línea de prueba al

separador V-170. Este colector al igual que los otros tiene una salida a través de la

línea de prueba para despresurizar al quemador.



CAMPO

Esq. 3. Esquema de Colectores



CAMPO

COLECTOR DE ALTA PRESION

POZ

OESTADO ARENA

CK

#/64

PRES.SU

R

(PSIGG)

PRES.SE

P

(PSIGG)

15-T Producción S. Natural TAIGUATY "Y" 26 2270 1100

COLECTOR DE PRESION INTERMEDIA

57-C Producción S. Natural TAIGUATY "Y" 14 2000 930

18-L Producción S. Natural TAIGUATY "Y" 22 1560 939


COLECTOR DE BAJA PRESION

48-L Producción S. NaturalTAIGUATY "W"

INFE20 1000 515

62-C Producción S. NaturalTAIGUATY "W"

SUP.16 1130 520

71-C Producción P. LiftTAIGUATY "W"

SUP.14 1130 515


SUP.MED.14 1070 510


MEDIO12 830 515

79-L Producción S. Natural TAIGUATY "Y 18 860 510

48-C Producción S. NaturalTAIGUATY"W"M

EDIO20 970 515

12-L Producción S. Natural TUPAMBI SUD 14 1210 515

COLECTOR DE MINI BAJA PRESION

47-L Producción S. Natural TAIGUATY "Y" 16 460 320



CAMPO

29-C Producción P. Lift TAIGUATY "W" 30 600-360 320

72-T Producción P. LiftTAIGUATY "W"

MEDIO12 760-360 320


79-C Producción P. LiftTAIGUATY "W"

MEDIO16 750 320

Tabla 4. Descripción detallada de los colectores

5.9.4.1.3. Desarenador.

Después de la llegada a los Colectores de Alta Presión Pasan a un “Desarenador” cuya

función es no permitir el ingreso de la arena a los Separadores.

5.9.4.2. Sistema de Separación.

5.9.4.2.1. Separadores.

Los Separadores son dispositivos mecánicos encargados de la separación del flujo de

producción de hidrocarburos en gas, petróleo y agua y sedimentos básicos provenientes del

yacimiento. Los principios básicos que ocasionan una separación son:



CAMPO

Una Menor Velocidad: El gas no permite una fácil separación debido a la gran velocidad

del flujo dentro la cañería, al llegar este flujo al separador, choca contra un deflector y por

tanto esta velocidad disminuye y permite que se lleve a cabo la separación.

La Insolubilidad entre los fluidos: aparentemente el estado gaseoso y el líquido en

condiciones estables de presión y temperatura, así como el agua y el petróleo, si se

mezclan, pero no son miscibles, conservando su estructura original.

Una Diferencia de densidades: Los fluidos a separar conservan sus densidades originales,

causando, a través de la fuerza gravitacional, que los fluidos se separen por diferencia en el

peso específico de cada uno de ellos

Por Decantación, El efecto gravitacional provoca que los fluidos de mayor densidad

tiendan a acumularse en lo más profundo del separador si se tiene un adecuado tiempo de

residencia.

Coalescencia, o la propiedad de las gotas de un mismo fluido a atraerse y unirse entre si,

facilitando el proceso de decantación.

El líquido obtenido en los separadores bifásicos, contiene agua, condensado y todavía

gas, es acá donde el separador trifásico, siguiendo los mismos principios básicos de

separación, apartará el gas del agua y ésta del condensado, por tanto tendrá una entrada de

condensado, gas y agua y tres salidas, una de gas con su respectiva presión lista ser

comprimida, otra de agua que se dirige al planta de Inyección de Agua y finalmente otra de

condensado hacia su estabilización

El diseño del cuerpo y de los accesorios que están en su interior, permiten que al ingreso de

los fluidos se origine una importante caída en la presión de los mismos y una dispersión del

flujo favoreciendo el desprendimiento del gas.



CAMPO

Esq. 4. Esquema de Separador trifásico.

Existen, al igual que los separadores bifásicos, cuatro separadores trifásicos con presiones

de trabajo que van desde los 300 hasta los 500 Psi.

Los colectores de Baja llegan directamente a los separadores trifásicos de 500 Psi. y el

colector de Minibaja al de 350 Psi por razones de presión.

5.9.4.2.2. Funcionalidad

Este sistema consta de ocho separadores, de los cuales dos son de prueba. Estos separadores

se clasifican de alta, intermedia, baja y mini baja; como en las líneas de recolección. Los

separadores de alta y de intermedia son separadores bifásicos en el cual se separa el gas del

líquido. Los de baja son separadores trifásicos que separan gas, petróleo y agua.

Los separadores de prueba, son dos; uno de alta e intermedia y otro de baja y mini baja, los

cuales uno es bifásico y el otro trifásico. El separador bifásico puede trabajar con presiones

de 1300 psi y 800 psi, el separador trifásico puede trabajar con 500 psi y 350 psi.

El líquido obtenido en los separadores bifásicos contiene: agua, condensado y gas, que

pasan a la siguiente etapa, los separadores trifásicos siguiendo los mismos principios

básicos de separación, se separa el gas del agua y ésta del condensado. El gas es enviado a

los diferentes depuradores para luego ser comprimidos y unirse a la línea de alimento a

Planta de Absorción. El condensado es estabilizado y almacenado en dos tanques de 5000

Bbl. El agua se drena a la Planta de Inyección de Agua.



CAMPO

La producción del colector de baja llega directamente a los separadores trifásicos de 500 psi

y la producción del colector de Mini baja al de 350 psi por razones de presión.

En el colector de alta presión se tienen dos líneas de producción, una que va directamente a

los separadores de alta V-120 y V-140 (solo se utiliza un separador, teniendo uno de

reserva) y otra que pasa previamente por un desarenador, debido a las características

propias del pozo, tiene arrastres significativos de arena que tiene que ser eliminados; para

pasar después por los separadores mencionados anteriormente. Además la línea de prueba

va hacia el separador V-160, para realizar las pruebas diarias de los pozos. La línea de

producción del colector de intermedia se dirige al separador V-180, y las pruebas de los

pozos de intermedia se realizan en el V-160.

En lo concerniente a los de baja, la línea de producción se une con la salida de la parte

liquida de los separadores V-120 y V-140 y el liquido proveniente del Depurador de 900

psi, para ir después hacia el separador V-130 y V-150 (uno en operación y el otro en

reserva). Para la línea de prueba de los colectores de baja va hacia el separador V-170.

La línea de producción del colector de mini baja presión, se envía al V-190 y su línea de

prueba hacia el V-170. Anteriormente la producción de Los Sauces se dirigía directamente

al Depurador 900, pero por la disminución del caudal se traslado a los colectores de mini

baja.

5.9.4.2.3. Características de los Separadores



CAMPO

Tabla 5. Características de separadores



CAMPO

Separador de:

cantidadTipo de

separadorPresión

(psi.)Capacidad

Presión de diseño

87.5 mmcfd.

7500 bpd.75 mmcfd.

7500 bpd.17.5

mmcfd.

7500 bpd.17.5

mmcfd.

7500 bpd.87.5

mmcfd.

7500 bpd.17.5

mmcfd.

7500 bpd.

Prueba 1 Bifásico 1100-800 1600

Prueba 1 Trifásico 500-350 600

Baja 2 Trifásico 500 600

Súper baja 1 Trifásico 350 600

Alta 2 Bifásico 1100 1600

Intermedia 1 Bifásico 800 1600

Tabla 6. Capacidades de separadores

Descripción V-120 V-130 V-140 V-150 V-160 V-170 V-180 V-190

Marca Daniel Daniel Daniel Daniel Daniel Daniel Daniel DanielModelo 674517 674224 646518 674231 674517 674234 691038 691850ANSI 900 600 900 600 900 600 900 600Diametro 8" 6" 8" 6" 8" 6" 8" 6"Bore 7,625 6,065 7,625 6,065 7,625 6,065 7,625 6,065Placa Orificio 4250 3000 4250 3000 1500 0,75 3000 3500

Tabla 7. Datos puente de medición separadores.



CAMPO

Esq. 5 Presiones correspondientes para tipos de separadores



CAMPO

V-180900 psi

V-190350 psi

V-1201300 psi

V-130500 psi

V-1401300 psi

V-150500 psi

V-1601300 psi

V-170500 psi

350 psi900 psi

900 psi1300 psi

1300 psi500 psi

Linea de depurador de 900 Psi

Depurador de 900 Psi

Antorcha

Antorcha

Desarenador

Antorcha

Producción Pozos

Condensado

LSC

Esq. 6. Esquema de presiones de entrada a separadores

5.9.4.3. Sistema del Circuito Gas.

La salida de gas de los separadores bifásicos y trifásicos se divide en cuatro corrientes

principales:

- Gas de 1100 Psi.

- Gas de 900 Psi.

- Gas de 500 Psi.



CAMPO

- Gas de 300 Psi.

5.9.4.3.1. Gas de 1100 Psi.

La salida del Gas de alta presión que resulta ser la suma de los separadores de operación de

alta presión (V-120 y V-140) más lo proveniente del separador de prueba (V-160), si se está

probando un pozo de alta. Todas las salidas de gas cuentan con medidores de disco de

orificio que contabiliza la producción de Gas. La producción de Gas de Alta de los

separadores se une en un solo colector que va hacia la JT (Joule Thomson) para reducir la

presión a 900 Psi y así poder dirigirse al Depurador de 900 Psi.

Por la expansión que se produce en la JT se inyecta Metanol para evitar obstrucciones por

congelación en la tubería.

El gas proveniente de los pozos de alta presión tienen un gran contenido de arena es por

esto que después de ser colectados en el manifold o colector de 1100 Psi, el gas se dirige al

desarenador donde se retiene la arena, posteriormente el gas va hacia el separador V120 o

V140 los cuales trabajan a la presión de de los pozos, en el separador se obtiene 3 flujos de

salida 2 de líquidos (agua y condensado) y el flujo de gas que pasa a través de la válvula JT

reduciendo su presión desde 1100 hasta 900 Psi, luego el gas ingresa al depurador de 900

Psi donde se separa condensado. Finalmente el gas pasa por 2 filtros en serie donde son

retenidas suciedades o partículas sólidas e ingresa a la planta de Absorción.



CAMPO

Esq 7. Esquema del circuito de gas en separadores

5.9.4.3.2. Gas de media presión (900 Psi).

El gas proveniente de los pozos de media presión son colectados en el manifold o colector

de 900 Psi, posteriormente el gas se dirige al separador V180 el cual trabaja a la presión de

de los pozos, en el separador se obtiene 3 flujos de salida 2 de líquidos (agua y condensado)

y el flujo de gas que pasa al depurador de 900 Psi donde se separa condensado. Finalmente

el gas pasa por 2 filtros en serie donde son retenidas suciedades o partículas sólidas e

ingresa a la planta de Absorción. El gas proveniente de estos pozos no requiere pasar por el

proceso de compresión debido ya que están a la presión requerida para ingresar al planta de

Absorción (900 Psi).

Gas de sub-baja presión (300 Psi).- El gas proveniente de los pozos de sub-baja presión son

colectados en el manifold o colector de 300 Psi, posteriormente el gas se dirige al separador

V190 el cual trabaja a la presión de de los pozos, en el separador se obtiene 3 flujos de

salida 2 de líquidos (agua y condensado) y el flujo de gas que pasa al depurador de 300 Psi

donde se separa condensado con la finalidad de que el gas ingrese a los compresores lo mas

seco posible (los compresores sufren desperfectos si ingresa en ellos líquidos). Los

compresores 1 y 2 tienen 2 succiones (una succión de 300 Psi y otra succión de 500 Psi) y



CAMPO

una descarga a 900 Psi. El proceso de compresión produce al mismo tiempo incremento de

temperatura, por esto el gas que sale de los compresores a una temperatura de 220º F

ingresa a un cooler o enfriador donde es enfriado a 150º F . Finalmente el gas pasa por 2

filtros en serie donde son retenidas suciedades o partículas sólidas e ingresa a la planta de

Absorción.

5.9.4.3.3. Gas de baja presión (500 Psi).

El gas proveniente de los pozos de baja presión son colectados en el manifold o colector de

500 Psi, posteriormente el gas se dirige al separador V130 o V140 el cual trabaja a la

presión de de los pozos, en el separador se obtiene 3 flujos de salida 2 de líquidos (agua y

condensado) y el flujo de gas que pasa al depurador de 500 Psi donde se separa condensado

con la finalidad de que el gas ingrese a los compresores lo más seco posible (los

compresores sufren desperfectos si ingresa en ellos líquidos). Los compresores 1 y 2 tienen

2 succiones (una succión de 300 Psi y otra succión de 500 Psi) y una descarga a 900 Psi. El

proceso de compresión produce al mismo tiempo incremento de temperatura, por esto el

gas que sale de los compresores a una temperatura de 220º F ingresa a un cooler o enfriador

donde es enfriado a 150º F. Finalmente el gas pasa por 2 filtros en serie donde son retenidas

suciedades o partículas sólidas e ingresa a la planta de Absorción.

5.9.4.3.4. Ingreso Gases del Norte.

El gas que proviene de los campos del norte ingresa a los compresores 5, 6 y 7 a una

presión de 900 Psi. Estos compresores tienen 2 succiones de 900 Psi y 2 Descargas de 1400

Psi, (que es la presión a la que se envía el gas al Altiplano) El proceso de compresión

produce al mismo tiempo incremento de temperatura, por esto el gas que sale de los

compresores a una temperatura de 220º F ingresa a un cooler o enfriador donde es enfriado

a 150º F. Finalmente el gas es dirigido al Altiplano para su consumo.

Cabe resaltar que los separadores de presión alta e intermedia (V120, V140 y V180) son

separadores bifásicos, es decir que separan solo gas y líquidos. Por otro lado los

separadores de presión baja y sub-baja son separadores trifásicos porque separan gas, agua

y condensado.



CAMPO

Los separadores V160 y V170 son separadores de prueba (diariamente se controla la

producción de un pozo).

5.9.4.4. Sistema de Flujo de condensado.

El condensado que sale del separador de alta (V120 o V140) ingresa al separador de baja

(V130 o V150) para una segunda etapa de separación.

El condensado que sale del separador de media o intermedia (V180) ingresa al separador de

sub-baja (V190) para una segunda etapa de separación.

El condensado que sale de los separadores de baja (V130 y V150) y de los separadores de

sub-baja (V190) se juntan en una misma línea e ingresan al tanque de alimento donde se

acumula para ser bombeado al tanque de lavado donde se inyecta agua dulce a presión con

la finalidad de bajar la salinidad que contiene el agua de formación, seguidamente el

condensado ingresa al intercambiador de calor con la finalidad de realizar un

precalentamiento, luego ingresa a la torre de estabilización donde se pone en contacto con

el condensado caliente que proviene del horno, el condensado estabilizado sale de la torre e

ingresa al horno donde es calentado a una temperatura de 435º F, luego retorna a la torre de

estabilización para estabilizar el condensado precalentado proveniente del intercambiador,

posteriormente el condensado sale del intercambiador e ingresa al cooler donde es enfriado

a 67 ºF, luego pasa por medidor másico y es enviado a los tanques de almacenamiento.

En la torre de estabilización se recuperan gases livianos los cuales pasan al depurador.

5.9.4.5. Sistema de Compresión

La Planta de Inyección actualmente tiene 12 compresores en línea.

Los gases que salen del depurador de 250 Psi, ingresan a la succión de los compresores 1,

2, 3 y 4, los mismos que son comprimidos hasta 500 Psi., donde se recibe el gas que viene

del depurador de 500 Psi. (etapa intermedia), luego este gas se descarga con una presión de

900 Psi pasa por los cooler de enfriamiento para juntarse con los gases de los depuradores

de 900 Psi (una corriente que viene de los separadores de alta 1300 a 900 JT y otra

corriente del gas de Los Sauces), pasando por unos filtros (aceite) y finalmente juntarse

con los gases que vienen del Sur y dirigirse a la Planta de Absorción como Gas Alimento.



CAMPO

Los compresor 1 y 2 son similares y actúan en el sistema de operación de gas de baja e

intermedia. El gas de 250 Psi (Salida de cabeza del depurador de 250 Psi) entra a la succión

de la primera etapa de los compresores 1 y 2, se comprimen hasta 500 Psi, donde se junta

con gas que viene del depurador de 500 Psi (presión intermedia), luego se descarga con una

presión de 900 Psi.

Los compresores 3 y 4 también son análogos, que tienen dos lados de compresión; el

primer lado utiliza el gas que proviene del Residual de Absorción y Gas del Norte6 (La

presión se encuentra en 850 y 900 Psi) y lo comprime hasta 1400 Psi. El otro lado se utiliza

el gas de baja de 250 Psi. y lo comprime hasta 500 Psi, donde se une con el gas del

depurador de 500 Psi para comprimirlo hasta 900 Psi que se descarga al mismo colector

que va la salida del gas del compresor 1 y 2.

De la línea de descarga de los compresores 1, 2, 3 y 4 pasan hacia el aerorefrigerante de

900 Psi y después se dirige al depurador de 900*; donde se une con el gas proveniente de

los separadores de intermedia y la descarga de los compresores 15 y 13; antes se juntaba

con el gas de los sauces pero debido a la reducción de su producción se cambio al colector

de Minibaja

La salida del Depurador de 900* se une con la salida del Depurador de 900 Psi donde se

dirige hacia los filtros para después pasar a la Planta de Absorción para su tratamiento. El

esquema general de la salida de los Depuradores de 900 se presenta en la Error: Reference

source not found. Además se cuentan con instalaciones para enviar el gas a la Argentina,

pero actualmente no se utiliza.

El compresor 15 y 13 se alimentan de la línea del GASYR para elevar la presión 900 Psi y

enviarlo al Depurador de 900*.

6



CAMPO

Esq 8. Esquema de salida de Gas de los Depuradores de 900 Psi.

El gas Residual de la Planta de Absorción pasa por el Slug Catcher con un caudal aproximado de

143,32 MMPCD una parte se dirige a la línea 12¨ de la planta de Compresión (120 MMPCD) para su

exportación al Brasil con las características que muestra en la tabla siguiente.

ESPECIFICACIONES DE CALIDAD DEL GAS NATURAL

Variables a controlar Especificación Unidades

Método de

Análisis

Densidad relativa 0,590<SG<0,690 SSTM D-3588

Temperatura de flujo 40<T<120 F

Agua Vapor de agua ,5,50 lb/MMPC ASTM D-1142

Oxígeno (O2) <0,20 Mol % ASTM D-1945



CAMPO

Anhidrido Carbonico

(CO2) <1,50 Mol % ASTM D-1945

Nitrógeno (N2) <2,00 Mol % ASTM D-1945

Inertes (N2+CO2) <3,50 Mol % ASTM D-1945

Sulfuro de Hidrógeno

(H2S) <5,03 Miligramos/m3 ASTM D-1945

Sulfuro de mercaptano <14,87 Miligramos/m3 ASTM D-2385

Azufre (S2) <50,34 Miligramos/m3 ASTM D-1072

Mercurio (Hg) <0,60 Microgramos/m3

Sustancias toxicas

Poder calorifico

(BTU/PC) >1036 BTU/PC ASTM D-3588

Punto de Rocío 45º F a 800 Psia ASTM D-1142

Tabla 8 Especificaciones de calidad del Gas Natural

El resto se va hacia los compresores 5,6 y 7 para ser enviados por la línea del Altiplano.

El Gas Residual que retorna de la Planta de Absorción más Gas del Norte se une para ir a la

succión de los compresores 5, 6 y 7 (Iguales) elevan la de 900 Psi a 1400 Psi

(aproximadamente), la descarga de los compresores pasa hacia los aéreorefrigerante para

después dirigirse hacia el Altiplano. También tiene la opción de enviarse como succión de

los compresores 10, 14 y 27 que descargan a 3500 Psi para ser inyectado a pozo.



CAMPO

Fi. 2 Vista de los Compresores



CAMPO

Esq. 9 Esquema de compresores y sus respectivas presiones de trabajo

Stelmach Yepez Miguel Zbigniew176


CAMPO

Esq. 10. Esquema del Circuito de Depurador de 900 psi

177Stelmach Yepez Miguel Zbigniew


CAMPO

5.9.4.5.1. Datos tecnicos de compresores.

DATOS TECNICOS DE COMPRESORESINYECCION

N° Sistema M O T O R C O M P R E S O R P R E S I O N DIAMETRO DE CILINDROS

Comp. Operación Marca Modelo SERIE HP SIZE RPM Marca Modelo CAPACIDAD SUCC. ITERM. DESC. 1 2 3 41 BAJA Waukesha L-7042GSIU 45661 1100 9.3/8''X8.1/2'' 900 Cooper Bessmer AMA-4 10Mmpcd 250 500 1000 8.3/4'' 6.5/8'' 6.5/8'' 8.3/4''2 BAJA Waukesha L-7042GU 144840 1100 9.3/8''X8.1/2'' 900 Cooper Bessmer AMA-4 10Mmpcd 250 500 1000 8.3/4'' 6.5/8'' 6.5/8'' 8.3/4''3 BAJ A/INTERM Waukesha L-7042GSIU 179466 1100 9.3/8''X8.1/2'' 900 Cooper Bessmer AMA-4 6.5Mmpcd 250 520 1000 6.3/8'' 4.1/2'' 4.1/2'' 6.3/8''

8.0Mmpcd

4 BAJ A/INTERM Waukesha L-7042GSIU 173316 1100 9.3/8''X8.1/2'' 900 Cooper Bessmer AMA-4 6.5Mmpcd 250 520 1000 6.3/8'' 4'' 4'' 6.3/8''8.0Mmpcd

5 INTERMEDIA Waukesha L-7042GSIU 91 5063 64 1100 9.3/8''X8.1/2'' 900 Cooper Bessmer AMA-4 20 Mmpcd 800 1400 4'' 5.1/4'' 5.1/4'' 4''6 INTERMEDIA Waukesha L-7042GSIU 145682 1100 9.3/8''X8.1/2'' 900 Cooper Bessmer AMA-4 20 Mmpcd 800 1400 3.3/4'' 5.1/4'' 5.1/4'' 3.3/4''7 INTERMEDIA Waukesha L-7042GSIU 1100 9.3/8''X8.1/2'' 900 Cooper Bessmer AMA-4 20 Mmpcd 800 1400 3.3/4'' 5.1/4'' 5.1/4'' 3.3/4''

10 ALTA Waukesha L-7042GSIU 173317 1100 9.3/8''X8.1/2'' 900 Cooper Bessmer AMA-4 11.3 Mmpcd 1400 2400 3600 3.3/4'' 3.1/2'' 3'' 3.3/4''13* BOOSTER Waukesha L-7042GSI 145680 1100 9.3/8''X8.1/2'' 900 Cooper Bessmer AMA-4 60 Mmpcd 800 1100 7.3/4'' 7.3/4'' 7.3/4'' 7.3/4''14 ALTA Waukesha 397846 1100 9.3/8''X8.1/2'' 900 Cooper Bessmer AMA-4 11.3 Mmpcd 1400 360015 ALTA Caterpillar 1600 1000 Ariel 20Mmpcd 800 4000

27* ALTA Cooper Bessemer GMVH 48367 2250 14 X 14 '' 330 Cooper Bessmer 30 Mmpcd 1400 4000 5.1/2'' 5.1/2'' 5.1/2''

13*= Compresor # 13, cuenta con válvulas neumáticas 11.3 iny.27* = Compresor # 27, tiene válvulas neumáticas reguladoras de Q. 25 a 30 MMPCD cilindro # 1

AEROENFRIADORES

DE GAS

EQUIPOS HP VOLT.

Enfriador gas baja # 1 15 230/460

Enfriador gas baja # 2 15 230/460

Enfriador Gas intermedia

# 1 40


# 2 40


# 3 30

Enfriador reflujo # 1 10 230/460

Enfriador reflujo # 2 10 230/460

Enfriador condensado

est. # 1 10 230/460

Enfriador condensado

est. # 2 20 230/460



CAMPO

AEROENFRIADORES AGUA

EQUIPOS HP RPM VOLT.

Enfriador agua compresor 27 # 1 40 1770 230/460

Enfriador agua compresor 27 # 2 40 1760 230/460

enfriador Aceite compresor 27 # 3 40 1760 230/460

Enfriador agua compresor # 1 15 284T 230/460








Enfriador agua compresor # 9 20 1760 480

Enfriador agua compresor # 10 20 1760 480

Enfriador agua compresores aire 25 1760 230/460

5.9.4.6. Sistema de Estabilización del Condensado.

5.9.4.6.1. Objetivo.

Se realiza la estabilización con el objetivo de no tener parámetros de pérdida de HCB a

condiciones atmosféricas.

Se estabiliza alrededor de 440 BPD de Condensado Estabilizado con un TVR entre 9 a

9.5 mientras que el Condensado con Gasolina puede llegar hasta 530 BPD con un TVR

máximo de 12 por norma establecida para el bombeo.

Este Sistema está compuesto por:

Tanque de Alimento.

Tanque de Lavado con sus Bombas de Agua.

Intercambiador de Calor -Tubo Cáscara.

Torre Estabilizadora y sus Bombas



CAMPO

Hornos

Tanque de Re-Flujo y sus Bombas.

Enfriadores

Tanque Final (Almacenamiento)

DEPURADORES UNIDADES

DEPURADOR FINAL 900 PSI 1

DEPURADOR 250 PSI 250 PSI 1

DEPURADOR 500PSI 500 PSI 1

DEPURADOR 900 PSI 900 PSI 1

FILTRO DE GAS 900 PSI 2

DEPURADOR SUCC.

COMPRESOR 15 900 PSI 1

5.9.4.6.2. Descripción del Funcionamiento Sistema De Estabilización.-



CAMPO

El sistema de Condensado se inicia en los separadores al igual que el circuito Gas; de la

salida de los separadores bifásicos de alta (V-120 y V140) se une con el condensado que

proviene del depurador de 900 Psi. Para después pasar a los separadores trifásicos (V-130

y V150). En cuanto a la salida del separador de intermedia (V-180) se une con el colector

de 350 Psi para pasar al separador trifásico de Minibaja (V-190) y pasa lo mismo con los

separadores de prueba. La salida de condensado de todos los depuradores trifásicos se

reúnen en un solo colector para acumularse en el tanque de alimento. Al presente se realizó

una modificación para comprobar la producción de condensado en un tanque, y efectuar la

verificación de la medida del medidor másico.



CAMPO

Esq 11. Línea de Condensado de Separadores.

La salida de Condensado que proviene de los separadores Trifásicos, pasan hacia la etapa

de estabilización; este sistema está compuesto por un tanque de alimento, el tanque lavador

con sus bombas de agua, la torre estabilizadora, un intercambiador de calor, el horno,

tanque de reflujo, enfriadores y el tanque final.

¡Error! Vínculo no válido.

Tabla 9. Unidades del Sistema de Estabilización.



CAMPO

El esquema del Sistema de Estabilización se presenta en el siguiente:



CAMPO

Esq. 12. Esquema Sistema de estabilización



CAMPO

5.9.4.6.3. Tanque de Alimento.

Todo el condensado de los separadores de segunda etapa pasa, es impulsado por la

diferencia de presión, también llega el condensado recuperado de la pileta API, del

depurador de baja y tanque de prueba, directamente al Tanque de Alimento que tiene una

presión de 270 Psi y una temperatura 78 F, que es un tanque horizontal de acero inoxidable,

con el propósito de mantener un volumen de flujo constante de condensado y de esta

manera y mediante bomba mandarlo a su siguiente proceso en el tanque de lavado. En este

tanque de alimento se recupera un poco de gas, que es enviado al depurador de 250 Psi.

Además a la salida de este tanque se inyecta agua dulce para el lavado. Se inyecta alrededor

6 GPM de agua.

.

Esq. 13. Esquema del circuito del Tanque de Lavado



CAMPO

5.9.4.6.4. Tanque de Lavado

Después de obtener un volumen de flujo constante, se inyecta agua al condensado con el fin

de disolver todas las partículas o impurezas que aún puede tener el mismo, para ser

finalmente eliminadas en el tanque de lavado a través de la separación del agua con dichas

impurezas.

En otras palabras, se controlará la salinidad para prevenir obstrucciones en operaciones

siguientes en un separador similar a los separadores bifásicos llamado Tanque de Lavado.

El condensado sale por la parte superior por efecto de llenado. El agua dulce con los

precipitados sale por la parte inferior del tanque y se dirige hacia la PIA.

5.9.4.6.5. Intercambiador o Precalentador

Después de obtener un volumen de flujo constante y de eliminar cualquier tipo de

impurezas, el condensado está listo para comenzar su tratamiento de Estabilización

propiamente dicho, a través de un intercambiador de calor del tipo tubo-carcasa, el

condensado que viene del tanque de lavado, adquiere calor y es dirigido a la torre de

estabilización por la parte media de la torre. La salida de la torre se dirige a los hornos por

medio de unas bombas. En los hornos se calienta el condensado a una temperatura de

450°F para ingresar nuevamente al intercambiador de calor.

Es un intercambiador líquido-líquido a contracorriente, de diseño de tubos y carcasa del

tipo AET Por tubo entra el condensado proveniente del tanque de lavado con dirección a la

torre de estabilización, el cual debe ser calentado. Por carcasa pasa el condensado ya

estabilizado que sale de la torre y que va con dirección a los tanques de almacenamiento

pasando antes por aeroenfriadores, este condensado es el que cede temperatura ya que lo

que se quiere es disminuirla antes de llegar a su almacenamiento.



CAMPO

Fig. 3 Intercambiador de calor

5.9.4.6.6. Torre de Estabilización

El condensado precalentado (260 ºF), se manda a la torre de estabilización, donde por

medio de la acción de temperaturas elevadas en el fondo de la torre (408 ºF), se eliminarán

todos los hidrocarburos livianos hasta el normal-Butano (N-C4) y de esta manera se

estabilizará el condensado, es decir, al eliminar lo liviano, que por su menor punto de

ebullición saldrá en forma de gas por la cabeza. La presión de trabajo de la torre es de 270

Psi.

El objetivo de la Torre es estabilizar el condensado para adecuarlo a las condiciones de

almacenaje, transporte y venta, para lo cual se separan los componentes. El principio de

funcionamiento de la torre se basa en realizar el “corte” adecuado, para lo cual se deben

controlar las condiciones de trabajo.

Se considerará al condensado como estabilizado y listo para ser enviado a la refinería. El

gas desprendido pasa por un proceso de enfriamiento y/o condensación para llegar a un

tanque de reflujo. La parte gaseosa de hidrocarburos livianos es enviada a la línea de gases

que tienen la misma presión (250 Psi) y de esta manera continuar con el tratamiento de



CAMPO

esos gases, y por otra la parte líquida se vuelve a mandar a la torre como reflujo con una

temperatura aproximada de 142 ºF.

El condensado ya dentro de la estabilizadora, es calentado para darle la temperatura de

fondo al proceso mediante hornos calentadores que elevan la temperatura de 385 ºF a435

ºF; a través de este circuito se controlará la temperatura de fondo de la estabilizadora.

Cabe recalcar que un punto clave en este tratamiento es el de mantener la temperatura

necesaria para que solo los hidrocarburos livianos salgan casi en su totalidad por la cabeza,

para lograrlo los operadores juegan con la temperatura de los hornos y con la cantidad de

reflujo que vuelve a la cabeza de la torre.

El condensado estabilizado que precalienta al condensado del tanque de lavado, continúa su

tratamiento al ser enfriado por un enfriador o cooler.

En general, la estabilización se la realiza con el objetivo de tener parámetros de pérdida de

hidrocarburos a condiciones atmosféricas. Este condensado estabilizado presenta una TVR

de entre 9.6 y 10; mientras que el condensado mezclado con gasolina entre pude llegar a 11

que es por lo general (TVR < 12, es lo exigido).

Fig. 4. Torre Estabilizadora.



CAMPO

5.9.4.6.7. Tanque de Almacenamiento

La planta de Inyección cuenta con 2 tanques de almacenamiento de condensado de 5000

Bbl de capacidad donde se almacena el condensado estabilizado y gasolina proveniente de

absorción para posteriormente ser bombeado a la refinería de Palmasola, posee un sistema

de medición VAREC el cual devuelve la medida del tanque que proporciona el techo

flotante a una cinta y esta su vez al medidor VAREC.

Cabe señalar que antes del envío a estos tanques se tiene la opción de enviar el condensado

a la Planta de Absorción para la producción de Lean Oil.

La producción de condensado estabilizado es aproximadamente de 507 BPD y de gasolina

556 BPD. La densidad del condensado está por los 62º API y TVR de 11 Psi, el

almacenamiento es a presión atmosférica.

La medición del caudal y volumen que llega a los tanques se realiza con un medidor másico,

mientras que la medición a la salida de los tanques con dirección a la refinería se la realiza con una

turbina.

TANQUES CONDENSADO 5000 BARRILES 1

- 2

Instrumento

Tanque vertical de

techo fijo

Capacidad nominal 5000 barriles

Capacidad total

5047.37 para altura de

calibración

Diámetro interno 11788 mm

Altura del tanque 7353 mm

bomba trans. Tk 5000 Bbls

a tk final 1 UNIDADES



CAMPO

bomba BOOSTER. Tk

5000 Bbls a VENTAS 2UNIDADES

bomba trans. Tk 5000 Bbls

a VENTAS 2UNIDADES

bomba carguio cisternas4 UNIDADES ( 2

Booster)

Tabla. 10. Datos Tanque de almacenamiento.

Este gas que sale por la cabeza de la torre pasa por un proceso de enfriamiento (Coolers)

para llegar al Tanque de Re- Flujo.

Una vez llega el reflujo al tk, por la parte superior del mismo sale la parte gaseosa de este

gas y se envía a la línea del depurador de 250 psi para su respectiva compresión.

La parte condensada de este reflujo se vuelve a enviar a la Torre a través de unas bombas.

Una vez extraídos los HCB livianos el condensado sale por la parte inferior de la Torre para

ser bombeados a los Hornos.

El condensado que viene de los Hornos (450 °F) es quien controla la Temperatura en el

Fondo de la Torre (420°F) a través del calor adquirido.

Una vez estabilizado el condensado es descargado del fondo de la torre hacia el

intercambiador ya indicado donde esta vez se pre enfría precalentando el condensado de

entrada como ya se dijo anteriormente.

También hay un by pass, con una válvula automática, con la que se puede regular el caudal

que pasa por el intercambiador, de esta manera se puede regular la temperatura de entrada.

Finalmente después de pre enfriarse en el intercambiador el condensado pasa por aero-

enfriador para luego almacenarse en el Tanque Final de donde será bombeado a

Palmasola.



CAMPO

Esq.14. Esquema del Circuito de Re- Flujo de Gas

5.9.4.7. Sistema de Gas combustible.

Este gas lo provee la planta de absorción, que deriva del gas Residual (Gas pobre) llega a

una presión aproximada de 450 Psi y con una temperatura aproximada 75 ºF, primero pasa

por dos depuradores para retirar el líquido residual presente, y luego se distribuye para el

funcionamiento de los equipos como ser los compresores, hornos, generadores y para las

válvulas neumáticas que están en los separadores, antes de su uso se baja la presión a 180

psi.

La cantidad que consume la planta de Inyección para los hornos, compresores y generador

es aproximadamente de 1,45 a 165 MMPCD.



CAMPO

Esq. 15. Esquema del Sistema de Gas combustible



CAMPO

5.9.4.8. Sistema de Bombeo.

Se tiene bombas de transferencia a oleoducto de 352 GPM para bombear el condensado y

gasolinas a la refinería “Palmasola” cada 3 días y bombas para cargar camiones cisternas de

300GPM.

Esq. 16. Esquema del Sistema de Bombeo



CAMPO

5.9.4.9. Sistema de Agua de enfriamiento de compresores.

Este sistema está compuesto por dos pozos de donde se extrae el agua, esto se hace a través

de bombas sumergibles, de estos pozos se extrae agua con sales o sea aguas duras. Esta

agua es bombeada hacia una caseta en donde se encuentra un sistema ablandador de aguas,

esto es por ósmosis inversa, el proceso de la ósmosis inversa utiliza una membrana

semipermeable para separar y para quitar los sólidos disueltos, los orgánicos, la materia

coloidal, micro organismos, virus, y bacterias del agua. El proceso se llama ósmosis

"reversa" puesto que requiere la presión para forzar el agua pura a través de una membrana,

saliendo; las impurezas detrás. La ósmosis reversa es capaz de quitar 95%-99% de los

sólidos disueltos totales (TDS) y el 99% de todas las bacterias, así proporcionando un agua

segura y pura, optimas para su uso.

Luego de pasar por el proceso de ósmosis inversa el agua blanda es enviada al tanque de

1500 bbl, para que cuando haga falta se envíe hacia los pulmones de los enfriadores.

Enfriamiento de motores, este enfriamiento se lo realiza mediante la circulación de agua,

este es un circuito cerrado que consta de un sistema de enfriadores, bombas y un pulmón;

en el pulmón cuando le falta algo de agua se la bombea del tanque de 1500 bbl., el agua

fría que sale de los enfriadores e ingresa a enfriar a los motores, esto lo hace por la zona

media de los mismos para posteriormente salir por la parte superior, esta agua caliente se

dirige al pulmón del sistema, para que por medio de bombas se la envié a los enfriadores.



CAMPO

Esq. 17. Esquema del Sistema de Agua de enfriamiento de Compresores



CAMPO

5.9.4.10. Sistema Contra incendios.

Este sistema se divide en dos partes, la red de hidrantes y los extintores, además de un

camión bombero.

5.9.4.10.1. Sistema de hidrates.

Este sistema está compuesto por hidrantes y monitores, los cuales reciben el agua de un

tanque de 5000 bbl. (Entrada de Planta de Inyección); son bombeados bajo presión a través

de una bomba (motobomba) que pueden ser accionadas de manera manual o automática y

si se desea aumentar la presión esta puede ser aumentada a través de motores, normalmente

se tiene una presión en el sistema de unos 100 psi. a 150 psi. Se cuenta con siete hidrantes y

diecisiete monitores pero cada monitor en la base cuenta con una toma que lo hace

funcionar como hidrante.

5.9.4.10.2. Sistema de extintores

Son dos tipos de extintores que se usan, unos son portátiles y otros extintores grandes con

una carreta especial para su traslado. Existen extintores de diferente tipo, según sea el

origen del fuego. Los que trabajan con polvo químico constan de dos tanques, uno para el

polvo y otro para el nitrógeno. En caso de hacer uso de uno de los extintores, éste debe ser

reemplazado en un plazo máximo de una semana.

En la siguiente tabla se mostraran algunos datos de los extintores:

Extintores Marca Tipo Clase Capacidad

Portátiles Ansul Polvo químico B C 30 Lb./6 Kg.

Ansul Gas carbónico B C 6 Kg.

Ansul Polvo químico A B C 30 Lb.

Imoster Polvo químico A B C 10 Kg.



CAMPO

Sentry Gas carbónico B C 6 Kg.

Yukon Polvo químico A B C 30 Lb./10 Kg.

GrandesAnsul Polvo químico B C

125 Lb. / 150 Lb.

300 Lbs.

Yukon Polvo químico A B C 70 Kg.

Tabla. 11. Datos de extintores

5.9.4.11. Sistema de generación eléctrica

La planta de inyección cuenta para la generación eléctrica con dos moto generadores de

una capacidad de generación de 250 KW cada uno, que trabajan de forma alterna. El voltaje

generado es de 2400 V, por lo que es necesario el uso de un transformador para reducirlo

hasta 480 V (voltaje de trabajo de las bombas), además de recibir una corriente eléctrica

proveniente de la planta de absorción.

Inyección cuenta con gran cantidad de motores y bombas eléctricas las cuales en un

funcionamiento normal de la planta tienen un consumo de 220 KW.

Esta área recibe 1200 voltios de los generadores de absorción, que los pasa por un

transformador y los lleva hasta los 480 voltios que es el voltaje con que trabajan.

Normalmente tienen funcionando un generador que lo ponen en línea a los de absorción.

Descripción de algunos datos técnicos de los generadores:

Nº

Generador

Sistema

Operación

MOTOR

Marca Modelo Potencia Velocidad

4 Generación WAUKESHA L 3711 364 HP 900 r.p.m.

5 Generación WAUKESHA L 3711 364 HP 900 r.p.m.



CAMPO

Tabla 12. Datos de los Motores del Generador de la Planta de Inyección.

Nº

Generador

GENERADORCaracterísticas

Marca Modelo Capacidad Velocidad

4 KATO 250SR9C 250 KW 900 r.p.m.480 Volts, 376

Amp, 3 F, HZ 60

5 KATO 250SR9C 250 KW 900 r.p.m.480 Volts, 376

Amp, 3 F, HZ 60

Tabla 13. Datos de los generadores de la Planta de Inyección

5.9.4.12. Sistema de gas de antorcha

En casos de emergencia todas las unidades deben tener una descarga que debe ir a la

antorcha para evitar causar una atmósfera inflamable y una mayor contaminación.

Las líneas de colectores también tienen una conexión hacia la antorcha, para realizar

desfogue de estas líneas que puede ser necesario debido a distintas circunstancias, otras

líneas que tienen desfogue son las salidas de los separadores y de los compresores.

Al final todas las líneas se unen en una sola que actúa como colector y de ahí pasa al knock

out drum donde se separa cualquier líquido que haya podido ser arrastrado para que la parte

gaseosa pase a la tea.

5.9.4.13. Control de calidad

Los análisis químicos permiten determinar la calidad de los hidrocarburos de las distintas

corrientes del proceso de la planta.



CAMPO

Se realiza una cromatografía a los pozos que se realizan pruebas. También se realizan

cromatografías de los gases del sur, norte y altiplano de forma periódica para verificar y

comparar con los valores obtenidos mediante los cromatógrafos en línea. Con

cromatografía se obtiene la temperatura, densidad y poder calorífico de los gases

estudiados.

En lo que se refiere al condensado se realizan análisis de su densidad API, tensión de vapor

y gravedad específica; tanto para el producido como para el almacenado que ya contiene la

mezcla con la gasolina producida en absorción. El principal aspecto a controlar es que el

TVR no debe exceder al valor de 12.

Por otro lado se tiene el control de calidad del agua de la PIA, lo realiza una empresa

contratista que verifica la cantidad de bacterias y que el agua cumpla con las

especificaciones para la inyección.

Cromatografía de Gas Natural: Este análisis es realizado en un cromatógrafo de gas, el

cual analiza la composición porcentual de hidrocarburos del gas natural; Se toman las

muestras del gas de alimento, gas residual, gas del Norte, gas del Sur, gas Río Grande o

producido por los pozos tanto en las pruebas de planta. Las cromatografías promedio del

mes Diciembre 2008 se presentan en la tabla siguiente.

Componentes GASYRGAS

NORTE

GAS RIO

GRANDE

GAS

ALIMENTO

GAS

RESIDUAL

N2 0,510 1,022 1,465 1,319 1,079

CO2 1,840 1,104 0,177 0,159 0,820

C1 88,272 89,433 88,736 79,864 86,576

C2 6,242 5,929 5,330 4,797 5,575

C3 2,054 1,497 2,406 2,166 2,031



CAMPO

IC4 0,344 0,265 0,340 0,306 0,314

NC4 0,437 0,411 0,766 0,689 0,576

IC5 0,128 0,140 0,212 0,191 0,168

NC5 0,079 0,091 0,249 0,224 0,161

C6 0,063 0,082 0,197 0,177 0,130

C7+ 0,031 0,026 0,123 0,111 0,073

Tabla 14. Composición de los distintos Gases.

Tensión de Vapor (TVR) de Hidrocarburos líquidos: Esta prueba se realiza con un

tensiómetro que mide la cantidad de hidrocarburos livianos en forma gaseosa a través del

manómetro del instrumento. Esta prueba se hace sobre Gasolina Natural, Condensado

estabilizado y Petróleo antes de ser entregados al transportador.

Destilación Engler; Esta prueba se realiza a hidrocarburos líquidos, para obtener de ésta

manera límites de destilación específicos para cada producto y así asegurar una correcta

composición de los mismos. Los hidrocarburos líquidos sometidos a este análisis son la

gasolina natural, el Lean oil y el condensado.

Gravedad API: La gravedad API es la unidad utilizada para clasificar al petróleo,

implementada por el Instituto Americano de Petróleo y aceptada mundialmente en el rubro,

se la puede considerar como una forma de expresar la densidad y se la mide en Grados API.

Esta prueba se realiza a la Gasolina Natural y Condensado estabilizado.

Análisis de Aguas: En el laboratorio se pueden realizar análisis fisicoquímicos completos

ya sea de agua potable, agua de formación, aguas grises, aguas negras o aguas de inyección,



CAMPO

a estas últimas puede hacerse un análisis bacteriológico del tipo sulfato-reductoras, para

prevenir cualquier tipo

Tabla 15. Composición del Gas Natural

5.9.4.14. Planta de inyección de agua (PIA).

La Planta de Inyección de Agua tiene como objetivo principal hacerle un tratamiento al

agua generada durante el proceso de producción, para poder ser nuevamente inyectada a

pozos sumideros, y así proteger el medio ambiente de posibles contaminaciones con

hidrocarburos. Tiene una capacidad de 2000 BPD. De los cuales el agua de producción de

inyección esta alrededor de los 1200 Bbl. y los 1600 Bbl.

A esta planta llega el agua que sale de la segunda etapa de separación, el agua que sale del

tanque de lavado, y el agua de drenaje de ambas plantas. Además todos los drenajes que se

tienen en ambas plantas, provenientes de todas las unidades, líneas de purga, etc. terminan



CAMPO

en esta planta donde una de sus funciones es recuperar todo el hidrocarburo que ha sido

arrastrado.



CAMPO

Esq. 18. Esquema de recolección de agua.



CAMPO

La PIA está formada por las siguientes partes:

Pileta API

Tanque Desnatador

Filtro

Tanque de agua tratada

Fosa o Membrana

La PIA consta de dos Tanques de 1500 bbl. de capacidad nominal, un Patín de tratamiento

y bombeo de agua, filtros tipo cartucho y horizontal, bombas booster, bombas dosificadoras

de químicos de cuatro cabezales y una bomba triples de Inyección de agua, la cual levanta

una presión de 400 psi (2858 Kpa).

5.9.4.14. 1. Pileta API

El agua e hidrocarburo de los drenajes, lavado y plantas se acumula en tanque previo, a

partir de ese tanque se deja pasar el agua hasta la pileta API, y es ahí donde llega el agua de

los separadores trifásicos, aunque actualmente esta agua se está descargando directamente

en el tanque desnatador o tanque 1. En esta pileta, todos los aceites y rastros de

condensado, se separan por diferencia de densidad, y por rebalse pasan a otra sección de la

pileta que cuenta con un medidor de nivel, desde este lugar se bombea el condensado hacia

el tanque de alimento.

La Pileta API consta de 4 fosas en las cuales se separa el agua, el condensado y los sólidos.

En la primera fosa D se recolecta él líquido que viene de las plantas de Absorción e

Inyección, la cual consta de una bomba sumergible y un sensor de nivel, el cual esta

calibrado para activar a la bomba una vez que alcance el nivel deseado. Este proceso es

autónomo entre estos dos elementos. La bomba descarga a la fosa C para su separación.

Entre la fosa C, B y A existen distintos muros a distintos niveles, su función es separar el

agua del condensado y retener los sólidos en un filtro; estos muros no llegan hasta el fondo

de la piscina por lo tanto el agua pasa por debajo hacia la siguiente división quedando en la

parte superior todos los residuos de petróleo que hayan, este residuo pasa hacia una

canaleta que los acumula y envía hacia la fosa de recolección de condensado, el cual llega



CAMPO

a un nivel y es bombeado hacia el tanque de alimento (el arranque y paro de esta bomba es

automático de acuerdo al nivel del recipiente del que succionan). El agua que llega hasta la

fosa A es acumulada, para luego ser bombeada al tanque desnatador, mientras se bombea

se inyecta Biocida A o B.

5.9.4.14. 2. Tanque desnatador

Es el primer tanque del circuito de la planta con una capacidad de 1500 Bbl., y ahí se

acumula toda el agua separada en la pileta API para una última separación del posible

condensado presente en el agua, y que por diferencia de densidades flota sobre el agua. Este

tanque tiene un colchón de gas Blanquel en la parte superior formado por el gas que se le

inyecta, y que ayuda a que el agua no esté en contacto directo con el aire, puesto que el

oxigeno que contiene el aire ayuda a la proliferación de bacterias aerobias7. Sin embargo,

las bacterias pueden adaptarse a los cambios, es decir que si se reproducen con oxigeno, al

faltarles el elemento, se adaptan a la carencia y su estructura se adapta para poder

desarrollarse en un medio sin oxigeno.

Por lo tanto, aparte del gas, también se inyectan dos tipos de biocida (A y B) cada cierto

tiempo, por ejemplo cada 7 días, para que cuando las bacterias que no hayan sido

eliminadas se empiecen a adaptar al biocida A que las ataca en ese momento, se les inyecte

un biocida B y detenga la proliferación, o por lo menos mantenga un nivel de bacterias

aceptable en la composición del agua.

Además del biocida también se inyecta un clarificante que ayuda a tener las condiciones

adecuadas para la inyección del agua.

5.9.4.14.3. Filtro

El agua sale del primer tanque y entra en un filtro vertical que contiene una delgada capa de

arena (se tienen dos filtros uno se encuentra en reserva mientras que el otro en operación)

que sirve para atrapar las bacterias que puedan quedar en la corriente de agua. Este filtro

debe ser lavado, trabajo que se realiza a contracorriente para deshacerse de las impurezas,

las mismas que envían a la fosa.

7



CAMPO

5.9.4.14.4. Tanque de agua tratada

Este tanque es de la misma capacidad que el primero (1500 Bbl), y aquí se almacena el

agua tratada que se le inyecta previamente diferentes químicos como ser: surfractante,

inhibidor de corrosión, inhibidor de incrustación y un secuestrante de oxígeno. Para que

esté dentro de los parámetros normados, y de aquí se inyecta mediante una bomba triplex al

pozo RGD-28 o para enviarla al campo La Peña cuando es necesario. La succión del tanque

se hace por una bomba Caterpillar que trabaja a 1200 psi.

5.9.4.14. 5. Fosa o Membrana

En esta fosa se concentran todas las impurezas y bacterias presentes, y cada cierto tiempo

es vaciada, y el producto es llevado hasta el área de Land Farming, para recibir el

tratamiento apropiado.

PLANTA PIA

BOMBA INYECCION

Potencia Frame Velocidad

Nº 1 AGUA HP Size R.P.M.

CATERPILLAR G3306 135 68D-1664 1400

GARDNER DENVER 2 1/2 x 5 682988 118 370 TA5-H 60 1980

FILTROS AGUA REINYECCION

CANTIDAD MEDIDA mm PSI TRABAJO PSI PBA Q MAX Q.SALIDA

3 2.416x2.720 50 150 5000Bbl/dia 14M3/H

TANQUES AGUA

CANTIDAD MEDIDA mm PSI TRABAJO PSI PBA CAPACIDAD

2 ATMOSF. 1000 BBL

BOMBAS PLANTA P.I.A

1 bomba P-110transf.agua piscina tk1

2 bomba P-140 transferencia tk 1 a 2

3 bomba P-230 retrolavado f iltro

4 bomba P-220 inyector prod.Qimico

5 bomba booster P-210

6 bomba P-225 inyeccion agua

7 bomba P-115 para lavado de f iltro

8 bomba recuperacion agua de fosa

9 bomba transf.agua/petróleo API

10 bomba booster rec. petróleo API

MOTOR

Marca Modelo

BOMBA

Marca Size Serie Capacidad R.P.M. Tipo P. Succión P. Descarga

Tabla 16. Especificaciones de Planta Pia



CAMPO

5.9.4.14. 6. Químicos usados en la PIA

TELEFONOS DE EMERGENCIA : 353-1580

BIOCIDA A (SOLVIT MPA - 7757)

Liquido no inflamable altamente corrosivo completamente soluble en agua, con coloración amarillenta a incolora, con olor acre.

Número de CAS

111-30-8

PRIMEROS AUXILIOS: Si tiene contacto con:

OJOS : Lavar inmediatamente con agua durante 15 minutos. Procurar atención médica inmediata.

PIEL : Lavar la piel con abundante agua y jabón.

INHALACION: Trasladar al afectado a un área de aire fresco. En caso de que la respiración se dificulte, administrar oxígeno. Si los síntomas persisten solicitar atención médica.

INGESTION : No inducir al vómito, no dar nada de tomar. Solicitar ayuda médica con urgencia. (No es recomendable el lavaje gástrico, debido a que el mismo puede causar daño en la mucosa intestinal).

PRECAUCIONES:

- Portar equipo de protección adecuado.

- Evitar descargas a cursos de agua naturales (Tóxico para la vida acuática).

- No comer durante su uso.

- Después de la manipulación, lavarse bien las manos con agua y jabón.

- Portar ropa de protección adecuada (Delantal contra salpicaduras y guantes resistentes químicamente).

- Usar SCBA en altas concentraciones de vapor.

- Quitarse la ropa contaminada y lavarla completamente antes de ser reutilizada.

PROTECCION PERSONAL PREVENCION EN EL LUGAR DE TRABAJO

RIESGO DE EXPLOSION

No inflamable: Después de evaporada el agua, el material remanente podrá ser quemado.

INCOMPATIBILIDADES

Evitar catálisis y sustancias alcalinas, así como de condensación de tipo Aldol.

13 0

NFPA

EXTINTOR

BCEN CASO DE INCENDIO:

Utilizar espuma tipo alcohol, o espuma para todo propósito. Cuando sean grandes incendios aplicar con técnicas recomendadas por el fabricante y para pequeños incendios usar dióxido de carbono o químicos para pequeños incendios.

EN CASO DE DERRAME :

Cuando la concentración es de 10 ppm o menor, puede ser degradado en un sistema de tratamiento biológico, asimismo, pequeños derrames pueden ser diluidos con grandes cantidades de agua. Mayores derrames deberían ser recuperados para sus posterior disposición apropiada. Puede ser posible la descontaminación del material derramado por una cuidadosa aplicación de Hidróxido de Sodio acuoso o solución de Fosfato dibásico de Amonio. Dependiendo de las condiciones, calor considerable y vapores pueden ser liberados por la reacción de la descontaminación.

COR


BIOCIDA B (SOLVIT C - 3043)

Liquido color ámbar, con olor aromatico, inflamable, emite vapores que pueden dar origen a una ignición. Los contenedores pueden explotar con el calor y el fuego. Ligeramente soluble en agua.

Número de CAS67-63-0


OJOS : Lavar inmediatamente con agua durante 15 minutos. Procurar atención médica inmediata.

PIEL : Remover la vestimenta y lavar con agua y jabón.

INHALACION: Tomar aire fresco, dando respiración artificial, en caso de un paro respiratorio.

INGESTION : Procurar asistencia médica y diluir tomar agua e inducir al vomito al controlado.

PRECAUCIONES:

- Almacenar en una caseta o pieza aprobada para almacenaje de líquidos inflamables

- Separar de oxidantes o de fuentes de ignición.

- Almacenar bajo condiciones apropiadas para explosivos.

-Almacenar en un lugar seco, frío y ventilado.

- Proteger las instalaciones eléctricas.

- Evitar el contacto con fuentes de calor, llamas abiertas y chispas.

- Evitar el contacto de este producto con la ropa.

- Use SCBA, cuando se utilice en tanques.


RIESGO DE EXPLOSION

Punto de inflamación según método PMCC: Fº 128

Límite de flamabilidad, basado en el metanol: LEL, %6 - UEL, %36.5

INCOMPATIBILIDADES

Tiene fuerte incompatibilidad con otros oxidantes, no tener productos cerca, puede generar descomposición peligrosa por productos como el: oxido de carbón, nitrógeno y de cloro.

32 0

NFPA

EXTINTOR


Utilizar equipo de respiración autónoma, extinguidor con Dióxido de Carbono, polvo químico seco y espuma. Agua pulverizada. Dentro de lo posible mover los recipientes fuera del área de riesgo. Posteriormente aplicar refrigeración con agua a ambos lados del recipiente. Utilizar como material de extinción.


Apague todo origen de fuentes de ignición. Apagar teas. Parar la pérdida en lo posible sin riesgos. El agua pulverizada puede reducir el vapor pero no puede prevenir la inflamación en áreas cerradas. Levante con arena u otro absorbente no combustible para posteriormente colocar en contenedores para disposición final.



CAMPO


DEMULSIFICANTE (SOLVIT D - 4015)

Producto líquido inflamable de coloración ambar, insoluble en agua. Es resultado de una combinación de Resinas con bajo Oxido y Polyalkilatos.

Número de CAS

1330 - 20 - 7


OJOS :Lavar con agua de 15 a 20 minutos. Consultar con su medico

PIEL :Lavarse con bastante agua. La ropa contaminada deberá ser lavada con jabón y planchada antes de ponerse de nuevo. Si detecta quemaduras o irritaciones consulte al médico.

INHALACION : Retirarse hacia un área con aire fresco. Si la respiración se torna dificultosa, administrar oxigeno si es necesario. En caso que larespiración pare, suministrar respiración artificial.

INGESTION : Beber agua para la dilución del producto. Inducir vómito y conseguir asistencia médica para tratamiento por ingestión de Metanol.

PRECAUCIONES:

- Evitar contacto con la piel y los ojos

- No inhalar gases, humos ni vapores.

- No comer ni fumar durante su uso.


- Portar ropa de protección antiflama.

- Utilizar en zonas bien ventiladas

- Mantener alejado del calor, chispas, llamas vivas o cualquier otra fuente de ignición.


RIESGO DE EXPLOSION

Extremadamente inflamable, con un punto de inflamación de 61°F. Límite de inflamabilidad mas alta en el aire: UEL: NO % Por volumen a una temperatura en ambiente cerrado.

Límite de inflamabilidad más baja en el aire: LEL: NO %

INCOMPATIBILIDADES

Mantener alejado de minerales ácidos y agentes oxidantes tales como los cromatos.

NFPA

EXTINTOR


Utilizar extintores de polvo químico, espuma de alcohol, dióxido de carbono y agua pulverizada, la misma puede ser usada para enfriar contenedores metálicos expuestos al fuego para prevenir reignición de superficies calientes.


Parar el flujo de material, construir diques de contención, eliminar los orígenes de inflamación, evitar respirar los vapores y el contacto dérmico. Bombear, absorber y raspar el material derramado y colocar dentro de un contenedor para disposición posterior en vertederos aprobados por la Unidad Sectorial Competente.

32 0


INHIBIDOR DE CORROSION (SOLVIT C - 3068)

Producto líquido inflamable de coloración ámbar oscura, soluble en agua y con un fuerte olor acre. Es resultado de una combinación de Metanol, Dietillamina y Alkil Piridinas.

Número de CAS

67-63-0






PRECAUCIONES:









RIESGO DE EXPLOSION

Extremadamente inflamable, con un punto de inflamación de 130°F. Límite de inflamabilidad mas alta en el aire: UEL: 36 % Por volumen a una temperatura en ambiente cerrado.

Límite de inflamabilidad más baja en el aire: LEL: 0.7 %

INCOMPATIBILIDADES

Mantener alejado de minerales ácidos y agentes oxidantes tales como los cromatos.

NFPA

EXTINTOR





32 0



CAMPO


INHIBIDOR DE CORROSION (CORTRON J RU - 243)

Producto líquido inflamable de coloración ámbar oscura, insoluble en agua y con un fuerte olor acre. Es resultado de una combinación de Metanol, Dietillamina y Alkil Piridinas.

Número de CAS

1330 - 20 - 7






PRECAUCIONES:









RIESGO DE EXPLOSION

Extremadamente inflamable, con un punto de inflamación de 82°F. Límite de inflamabilidad mas alta en el aire: UEL: 7 % Por volumen a una temperatura en ambiente cerrado.

Límite de inflamabilidad más baja en el aire: LEL: 1 %

INCOMPATIBILIDADES

Mantener alejado de minerales ácidos y agentes oxidantes tales como oxido de carbón, nitrógeno y sulfuro.

NFPA

EXTINTOR





32 0


INHIBIDOR DE INCRUSTACION (SOLVIT S - 6024)

Producto líquido marrón oscuro. Mezcla de agentes secuestrantes y dispersantes para la prevención y remoción de incrustaciones en sistemas de líneas y refrigeración. Soluble en agua

Número de CAS

34690-00-1


OJOS :Lavar con agua durante 15 minutos. Consultar con su medico

PIEL :Lavarse con agua.

INHALACION :No aplicable.

INGESTION : Beber agua para dilución y luego inducir al vomito. Buscar atención médica inmediata.

PRECAUCIONES:


- No comer durante su uso.


- Almacenar en local cubierto y aireado.


RIESGO DE EXPLOSION

Este material puede ser quemado, pero no fácilmente inflamado.

No presenta riesgo de explosión.

INCOMPATIBILIDADES

Evitar materiales oxidantes fuertes. Puede existir descomposición peligrosa por los productos oxido de carbón, nitrógeno y fósforo.

11 0

NFPA

EXTINTOR

EN CASO DE INCENDIO:

Utilizar polvo químico, dióxido de carbono, niebla de agua o espuma regular.Trasladar el contenedor del área del fuego en caso de que pueda hacerlo sin correr riesgos. Aplicar agua para enfriamiento, a ambos lados de los contenedores expuesto a las llamas, hasta que el fuego se extinga.


Parar la pérdida, sin correr riesgos, levantar la sustancia con arena, impregnado la arena con la sustancia u otro absorbente no combustible y colocar en contenedores para posterior disposición final.

No aplicable



CAMPO


METANOL (Alcohol Metílico, Carbinol)

Líquido incoloro con olor agradable, es un líquido inflamable. Los vapores pueden formar mezclas explosivas con el aire. Comercializado como Solvente SP-14

Número de CAS

67- 56 - 1


OJOS : Lavar inmediatamente con agua durante 15 minutos.

PIEL : Remover la vestimenta y lavar con agua y jabón.

INHALACION : Tomar aire fresco, dando respiración artificial y administrar oxígeno en caso de un paro respiratorio.

INGESTION : No inducir al vómito, atención médica urgente.

PRECAUCIONES:

- Almacenar en una caseta o pieza aprobada para almacenaje de líquidos inflamables

- Separar de oxidantes o de fuentes de ignición.

- Almacenar bajo condiciones apropiadas para explosivos.

-Almacenar en un lugar seco, frío y ventilado.

- Proteger las instalaciones eléctricas.

- Evitar el contacto con fuentes de calor, llamas abiertas y chispas.

- Evitar el contacto de este producto con la ropa.


RIESGO DE EXPLOSION

-Inflamación 11.1 (vaso sellado).

-Límite de inflamación en el aire LEL : 6, Vel : 36

INCOMPATIBILIDADES

Oxidantes fuertes K, MG, CI, H2 O2, Cloroformo + Acido Nítrico.

32 0

NFPA

EXTINTOR


Utilizar como material de extinción : Espuma para alcoholes.


Restringir el acceso al área hasta limpiar todo. Absorber el derrame con absorbente inerte. Evaporar en plato de acero en capuchón de humo. Lavar el sitio con solución jabonosa. Incinerar el absorbente.


SECUESTRANTE DE OXIGENO (SOLVIT OS - 7916)

Es un producto líquido de color rosa claro, utilizado en la Planta de Inyección de Agua, a pozo sumidero. Número de CAS

10192-30-0


OJOS: Lavar con agua durante 15 minutos. Consultar con su medico

PIEL: Remover la ropa contaminada y lavar la piel con agua y jabón.

INHALACION: Retirar al afectado hacia un área con aire fresco.

INGESTION: Dar 2 vasos con agua e inducir al vómito. Solicitar atención médica Sin retraso.

PRECAUCIONES:





- Portar ropa de protección adecuada (Guantes químicamente resistentes, gafas de seguridad contra químicos, delantales contra salpicaduras e impermeables).

- Proveer fuente de lavado rápido para ojos (Eye wash).

- Debido al pH bajo, todo equipo debería ser de material resistente a la corrosión.



RIESGO DE EXPLOSION

No existe riesgo de explosión.

INCOMPATIBILIDADES

Evitar materiales oxidantes fuertes. La descomposición de este producto puede producir óxidos de azufre y nitrógeno. Asimismo tiene incompatibilidad con salmueras con alto contenido de calcio y con muchos biocidas.

02 0

NFPA

EXTINTOR


No aplicable.


Neutralizar con sustancias alcalinas. Proveer buena ventilación durante la neutralización, debido al desprendimiento de SO2 y posiblemente NH3. Neutralizar los residuos y disponer en facilidades aprobadas por el estado.

COR



CAMPO

5.10. PLANTA DE ABSORCIÓN

Esta Planta fue diseñada para procesar Gas Natural y extraer del mismo, Propano, Butano

y Gasolina Natural.

Diseñada para procesar 160-180 MMPCS de gas natural.

Esta Planta está capacitada para proveer el 80 % del Propano y 95% del Butano y 100% de

los HCB Pesados.

Se Obtiene diferentes productos de esta Planta:

Gas residual

GLP (Propano, Butano)

Solo Propano

Gasolina Natural

Las operaciones en la Planta de Absorción son:

Sistema de Absorción

- Circuito del Glicol

- Circuito del Propano

Sistema de Deetanización

- Circuito Gas de Reciclo

- Circuito Aceite Absorbente (Lean – Oíl)

Sistema de Destilación

Sistema de la Despropanizadora

Sistema Desbutanizadora

Sistema de Almacenaje y Bombeo

Sistema de Compresión

Sistema de Energía Eléctrica

Sistema de Enfriamiento de Motores

Sistema Contra Incendio



CAMPO

5.10.1. Sistema de Absorción.-

Fig. 5. Torres de Absorcion

El gas que viene de un proceso de separación y compresión, entra en una unidad de

deshidratación cuyo objetivo es el deshidratar al gas, es decir liberarlo de su contenido de

agua.

Tabla 17. Componentes del Sistema de Absorción


COMPONENTES

Intercambiador Gas - Gas

Chiller

Presaturador

Separador HCB - Glicol

Torre Absorvedora


CAMPO



CAMPO

La Planta de ABS cuenta con tres Sistemas de idénticas características con capacidad de

manejo de 60 MMPCD cada uno. El Gas de la Planta de Inyección ingresa como Gas de

Alimento (Gas Rico) a la Planta de Absorción para luego salir como Gas Residual

siguiendo el siguiente circuito:

El Gas Rico de Alimento entra a (70°F y 900 Psig) junto con una inyección de Mono etilen

Glicol para absorver el AGUA y evitar congelamiento.

Por un Intercambiador Gas – Gas por el Haz de tubos pre- enfriándose con el Gas pobre

de salida. Luego este Gas Rico ingresa a enfriarse -5°F en la primera sección del Chiller

junto con una nueva inyección de mono-etilen Glicol. En el Chiller habrá una condensación

de HCB y Agua.

Esta unidad utiliza el propano para enfriar convirtiéndose en un evaporador frigorífico de

un ciclo termodinámico.

Todo el fluido de Gas y Condensado producido por el enfriamiento pasan a un Separador

de Glicol o Trampa, el cual se caracteriza por tener un compartimiento adicional que

permite un mayor tiempo de residencia para una buena separación del HCB del Glicol y

H2O de la parte inferior o Bota sale el Glicol Rico para ir a Regenerarse.

Por la parte superior sale Gas + Liquido condensado e ingresan como alimento a la Torre

Absorvedora en donde por diferencia de densidad y cambio de velocidad se separan los

Líquidos de los Gases.

Además para darle mayor eficiencia en contra corriente ingresa por la parte superior Lean -

Oíl Presaturado como reflujo absorbiendo los licuables y Gasolina Natural de la corriente

de Gas. El Gas sale pro la parte superior e ingresa a la segunda sección del chiller por otro

Haz de tubos previa inyección de Lean – Oíl Absorvente (Aceite Pobre Magro) Para atrapar

mas licuables.

El flujo enfriado nuevamente en el Chiller y con la Inyección de lean – Oil pasan a un

Presaturador, donde se separa el Aceite presaturado con los licuables Absorbidos y

condensados.

Por la Parte superior del Presaturador sale el Gas Seco o Residual pasando por la carcasa

del Intercambiador Gas – Gas, donde se precalienta para luego dirigirse a la planta de

Inyección donde se realiza su respectiva distribución.214

Stelmach Yepez Miguel Zbigniew


CAMPO

El Aceite presaturado con los Licuables sale por la parte inferior del Presaturador y por

medio de una Bomba se dirige como reflujo a la Torre absolvedora.

5.10.2. Circuito de Gas Alimento – Residual

El gas que entra a la Planta de Absorción es el llamado Gas de Alimento, resultado de la

unión de gases que llegan del gasoducto Yacuiba- Río Grande, con el gas que es producido

en Río Grande. La salida de este gas se llamara Gas Residual que contiene principalmente

metano y etano.

El gas que desde ahora se lo llama rico, es sometido a un tratamiento de deshidratación y

enfriamiento en dos etapas (Intercambiador Gas Alimento-Gas Residual y Chiller), para

después pasar al proceso de absorción en la torre.

La recuperación de los hidrocarburos licuables se efectúa a través de los siguientes

equipos:

SISTEMA DE ABSORCIONELEMENTO DATO TECNICO CANTIDAD

Intercambiador gas-gas 6.103 MBTU / hr. 3 unidadesEnfriador de gas (chiller) 5.162 MBTU / HR. 3 unidades

48” ID. 20’ – 0’’ S/S.1550 Psig. 150 °F 66” ID. x 57’ – 0’’ S/S.1550 Psig. 150 °F, 24 platos.

Presaturadores I.D. x 10’ – 0’’ S/S. 3 unidadesBombas de aceite rico 215 GPM, 25 HP c/u. 3 unidades

Separador de glicol

Torres Absorbedoras 3 unidades

3 unidades



CAMPO

Esq. 20. Esquema de Gas Residual

5.10.3. Intercambiador Gas Alimento-Gas Residual.

El Gas Rico, entra por el lado tubos del intercambiador junto con una inyección de

Monoetilen glicol8 a una temperatura de 100º F y con una presión de 160 Psi mayor al Gas

alimento, que son enfriados por el Gas Pobre que viene del presaturador, hasta una

temperatura de 56º F.

5.10.4. Circuito del Glicol.

8 MEG, es un alcohol metílico, con alta capacidad higroscópica (afinidad con el agua) y una elevada temperatura de degradación, utilizado para la deshidratación del gas natural.



CAMPO

- Rehervidor del reclaimer, 30” O. D X 18’-6” s/s.

50 psig. 250 °F.1050 MBTU/HR: 1 unidad

- Condensador gases cabeza,1.760 MBTU7HR 1 unidad

- Enfriador de residuos, 386 MBTU7HR. 1 unidad

- Acumulador de reflujo, 24” O.D. X 8’ – 0” S/S

50 psig. 150 °F. 1 unidad

- Tanque de surgencia , 18” O.D. X 8’ – 0” S/S. 50psig 150 °F 1 unidad

- Bomba de circulación de aceite pobre. 1 unidad

El Circuito Comienza en un Tanque Acumulador o de Surgencia donde se encuentra Glicol

Pobre o Regenerado, el mismo que con una bomba se dirige a realizar una inyección a la

entrada del Intercambiador Gas – Gas y a la entrada de los Chiller.

Donde el Glicol Rico es atrapado en la Bota del Separador del Glicol quedando en la parte

inferior por ser más pesado que los HCB de donde se dirige a regenerarse.

Pasa por el Serpentín que está dentro del Acumulador que sirve como un Intercambiador

para pre calentar el Glicol.

Luego pasa al Tanque de Flasheo donde se separa el HCB que tuviera asociado el Glicol.

De este Tanque pasa a unos Filtros para atrapar impurezas solidas. Posteriormente llega a la

Chimenea o Torre de Destilación donde se tiene un precalentamiento con los vapores de

agua de salida, al estar cayendo el Glicol Rico en el Reboiler que se encuentra a 240°F por

diferencia de Temperatura de vaporización el agua es desprendida en forma de vapor y el

glicol cae nuevamente por rebalse al TK Acumulador que sirve de intercambiador para

enfriar el Glicol Pobre que nuevamente iniciara la inyección al sistema cerrando de esta

manera el circuito.



CAMPO

Esq. 21. Esquema del Circuito del Glicol

Fig. 6 Ilustradodel Circuito del Glicol



CAMPO

5.10.5. Circuito de Aceite de Proceso o Lean Oil

Los caudales del Gas Alimento y Residual son 153,46 MMPCD y 143, 32 MMPCD

respectivamente, que son promedio de Diciembre 2008. Lo que significa que se absorbió

10,14 MMPCD de licuables.

La cantidad de Aceite necesario es 2,60 GPM/MMPC para poder absorber los licuables.

El objetivo de este circuito es separar los licuables del Aceite para poder reutilizarlo en el.

Las principales unidades son las siguientes:

SISTEMA Aceite de ProcesoELEMENTO DATO TECNICO CANTIDAD

Tanque expansor de aceite rico 60” ID. x 20’-0’’ S/S 1 unidadesIntercambiador de aceite pobre -aceite rico 12.760 MBTU/HR. 1 unidades

48” ID. 84” ID. x 98’ – 6’’ S/S.450 psig.; 450 °F; 36 platos

Intercambiador lateral 14.377 MBTU / HR. 1 unidadesReboiler desetanizadora 45.130 MBTU / HR. 1 unidadesIntercambiador afinador de temperatura (Trimmer) 4.135 MBTU / HR 1 unidades Enfriador de aceite pobre 10.109 MBTU/Hr. (4 ventiladores) 2 unidadesBombas de aceite pobre de baja presión 602 GPM, 200 HP. 2 unidades Bombas de aceite pobre de alta presión 430 GPM, 500 HP. 2 unidades

1 unidadesTorre deetanizadora

La función principal del aceite absorber los hidrocarburos licuables además de

transportarlos hasta la destiladora, donde se separa el GLP y la gasolina del aceite.

La regeneración de lean oíl consiste en separar del aceite elementos más pesados que éste

así como también suciedades, para tal cometido se necesita de un equipo que regenere el

aceite, a este se lo llama Regenerador de lean oíl, el proceso de regeneración empieza con

la entrada de aceite saturado que llega de la línea del aceite de circulación, este fluido entra

a una temperatura de 520 °F al reboiler, parte del fluido de entrada entra a la coraza del

reboiler, en éste equipo los más livianos se desprenderán de la fase líquida, ésta fase líquida

representa el lean oíl regenerado, en forma de gas se dirige hacia un pequeño cooler a una

temperatura de 375 °F condensándose hasta los 80 °F y almacenándose en un tanque de

succión de livianos, por medio de una bomba se dirige a los diferentes sistemas para seguir



CAMPO

su circuito, por otra parte los más pesados que se depositan en el reboiler son enviados al

cooler a 375 °F y desciende su temperatura hasta los 80 °F dirigiéndose al tanque de

succión de livianos para luego bombear este fluido, una especie de gasolina, al tanque de

gasolina.



CAMPO



CAMPO

Esq. 22. Esquema del Circuito de Aceites rico, pobre y residual



CAMPO

5.10.6. Circuito del Propano.

- Depurador de propano, 72” I. D. X 20’ – 0” S/S,

- 50 psig. 150 °F. : 1 unidad

- Economizador, 60” I. D. X 20’ – 0” S/S. 300 psig. 150 °F :1 unidad

- Acumulador de propano, 72” I.D. X 20’ – 0” S/S. 300 psig

- 150 °F. : 1 unidad

- Condensador de propano , 35.524 MBTU7HR : 1 unidad

- Compresor COOPER BESSEMER GMVH – 10 : 4 unidades, doble

acción

Capacidad lado gas propano : 16.0 MMPCD c/u

El enfriamiento se realiza en equipos diseñados para este fin , denominados chiller, que son

intercambiadores con tubos en “U”, usando un refrigerante de primera especie como es el

propano con un grado de pureza del orden de 99%, el cual cumple un ciclo termodinámico

que se inicia de la siguiente manera:

El circuito comienza en un tanque acumulador o de surgencia, donde se encuentra

propano líquido a 210 PSIG y 110ºF, para dirigirse a un economizador donde se expande

a 70 PSIG y 55ºF. El gas desprendido en esta expansión va a la segunda etapa de los

compresores lado propano y el propano líquido se despacha al chiller donde se expande

nuevamente hasta 25 PSIG con lo que produce el enfriamiento del propano por expansión.

En el Chiller el propano líquido tiene que mantener un nivel controlado que permita estar

constantemente bañando el haz de tubos del gas en “U” para que el intercambio de

temperatura haga que el propano líquido se vaporice, debido a la propiedad de los gases de

enfriarse con el cambio de estado, del líquido al gaseoso y se dirija a un depurador antes de

ingresar a la primera etapa del compresor. En este depurador eventualmente se hace circular

aceite de caliente, para vaporizar algún arrastre de propano líquido.

La succión del compresor de propano es de 20 PSIG a una temperatura de 20ºF, en esta

etapa el propano gaseoso es comprimido a 70 PSIG, pasa a la segunda etapa junto con el

gas desprendido en el economizador y son comprimidos a 220 PSIG de descarga con una

temperatura de 150º F, luego el gas propano entra a unos aero-enfriadores para la



CAMPO

condensación del mismo para que finalmente termine el circuito nuevamente en el tanque

acumulador.

Esq. 23 Esquema del Circuito de Propano

5.10.7. Sistema de Destilación.

- Intercambiador- precalentador 13.032 MBTU/Hr. : 1 unidad - Torre destiladora, 72’’ I.D.; 108” I.D. x 72’ – 6’’ S/S

200 psig. , 650 °F, 30 platos. : 1 unidad - Condensador de reflujo, 24.470 MBTU/HR : 1 unidad - Acumulador de reflujo horizontal, 60”

I.D. x 15’ – 0” S/S, 200 Psig. 250 °F : 1 unidad

- Bombas de despropanizadora, 210 GPM, 25 HP : 2 unidades

- Bombas de reflujo a destiladora, 315 GPM, 20 HP: 2 unidades - Bombas de aceite caliente, 878 GPM, 60 HP. : 3 unidades

- Calentadores, 63.954 MBTU/Hr. : 2 unidades

Desde el fondo de la Torre Deetanizadora sale el Aceite Rico al que se le extrajo el Etano

pasa a la Destiladora precio precalentamiento en un Intercambiador.

En la Destiladora se separa el Lean – Oíl de la Gasolina y el GLP. La cual trabaja con una

presión de 130 Psig y una Temp de Fondo = 550°F y una Temp de Cabeza = 200°F

condiones para lograr que por la cabeza se desprenda toda la Gasolina y el GLP.



CAMPO

Luego que el aceite de la Deetanizadora ingrese como alimento a la Torre Destiladora,

parte del Lean Oíl del fondo 550°F vuelve a ser parte del circuito de Absorción pasando por

el Reboiler de la Deetanizadora , Intercambiador Lateral Intercambiador Magro Rico para

preenfriarse hasta llegar al Chiller, Presaturadores y finalmente las Absorvedoras.

Otra parte del Lean Oíl de Fondo sigue el circuito del sistema de Calentamiento el cual a

través de una bomba desplaza el mismo por el Regenerador de Lean Oíl, Regenerador del

Glicol, las trampas de los Chiller el Intercambiador de Alimento de la Despropanizadora, el

Temporizador de la Deetenizadora el Precalentador de la Destiladora y en ocasiones al

Depurador del Propano.

Posterior a este recorrido el Aceite de Calentamiento pasa por los Hornos para recuperar la

Temperatura perdida y volver nuevamente al fondo de la Destiladora.

La Gasolina y el GLP que salen por la Cabeza de la torre son condensados en un Aero

enfriador y pasan a un tanque Acumulador de Re-Flujo, de donde una parte va como re-

flujo por medio de una bomba a la cabeza de la Destiladora.

Y la otra parte se va como a la Torre Despropanizadora a través d otra bomba, pasando

previamente por un intercambiador (Despropanizador – Gasolina) para comenzar a

calentarse con la Gasolina de salida, luego nuevamente se precalienta en un intercambiador

con Aceite de Calentamiento llegando a dicha torre.

Esq. 24. Esquema de Gases de Cabeza de la Destiladora.



CAMPO

La función de la Torre Destiladora es separar los hidrocarburos absorbidos (propano,

butano y gasolina) del aceite al que se realiza un tratamiento de adecuación para iniciar de

nuevo el ciclo. En la figura siguiente se presenta un esquema general de la torre.

Los gases de cabeza pasa por unos aeroenfriadores (6 ventiladores), que condensan los

hidrocarburos que se acumulan en el tanque de reflujo (o tanque de alimento de la

depropanizadora). Del tanque salen dos línea una se dirige hacia bombas verticales y la

otra hacia las bombas horizontales.

Con la bomba en línea o vertical se bombea del tanque de reflujo a la cabeza de la

destiladora una corriente fría de licuables, con el fin de mantener la temperatura deseada

dentro de ella. Con las bombas horizontales se envía hacia un tren de calentamiento

(intercambiador propano-gasolina y precalentador) para después dirigirse como alimento a

la Torre Depropanizadora.

5.10.8. Sistema de Deetanización.

- Tanque expansor de aceite rico 60” ID. x 20’-0’’ S/S : 1 unidad

- Intercambiador aceite pobre-aceite rico, 12.760 MBTU/HR. : 1 unidad

- Torre desetanizadora; 48” ID. 84” ID. x 98’ – 6’’ S/S.

450 Psig. 450 °F 36 platos : 1 unidad

- Intercambiador lateral, 14.377 MBTU / HR. : 1 unidad - Rehervidor desetanizadora; 45.130 MBTU / HR. : 1 unidad

- Intercambiador afinador de temperatura;

4.135 MBTU / HR. : 1 unidad

- Depurador 1ª Etapa; 48” ID. x 8’- 0’’ S/S 450 Psig. 150 °F : 1 unidad

- Depurador 2ª Etapa; 48’’ ID. x 8’ – 0’’ S/S 800 Psig. : 1 unidad

- Enfriador de gas natural; 4.698 MBTU/Hr. : 1 unidad

- Enfriador de aceite pobre; 10.109 MBTU/Hr. : 2 unidades

- Bombas de aceite pobre de baja presión, 602 GPM, 200 HP. : 2 unidades

- Bombas de aceite pobre de alta presión,

430 GPM, 500 HP. : 2 unidades



CAMPO

El aceite rico sale del intercambiador de calor a un temperatura de 55 ºF e ingresa a la parte

media de la torre deetanizadora, esta es una torre de 98 pies de altura con 36 platos en su

interior. La torre mantiene una temperatura de fondo de 430 ºF, el control de esta

temperatura se realiza a través de un reboiler o rehervidor y un trimmer o afinador.

El aceite sale de la deetanizadora a una temperatura de 150 ºF y pasa a través de los tubos

del intercambiador lateral donde se calienta hasta 220 ºF, para retornar a la torre

deetanizadora pero esta vez a un nivel inferior. Por la carcasa de este intercambiador pasa

el flujo de aceite magro que viene de calentar el reboiler, a una temperatura de alrededor de

350 ºF misma que al salir del intercambiador es de 200 ºF.

La nueva línea sale de la torre deetanizadora con aceite rico y se dirige al reboiler con una

temperatura de 260 ºF para ser calentado a 425 ºF.

Entra inmediatamente después al Trimmer que dará la temperatura exacta para un proceso

de deetanizado eficiente, la cual se encuentra alrededor de los 430 ºF.

El aceite rico con esa temperatura nuevamente ingresa a la deetanizadora cerrando el ciclo

del control de la temperatura.

Los gases livianos hasta el Etano salen por la parte superior de la torre a 330 Psi y se une

a la línea de gases de 300 Psi que sale de la segunda etapa del tk de flasheo.

El aceite rico (con muy poco etano) sale por el fondo de la torre deetanizadora y se dirige al

proceso de destilación.



CAMPO



CAMPO

5.10.9. Sistema de Fraccionamiento.

El sistema de fraccionamiento se refiere al fraccionamiento o separación que se le hace al

producto de licuables separado del lean oíl en la destiladora, es decir a los procesos que

llevarán a desprender al propano del butano y la gasolina, y por último al butano de la

gasolina para su posterior almacenamiento y bombeo hacia los lugares de requerimiento.

Para este cometido se cuenta con dos torres: la Depropanizadora y la Debutanizadora, las

cuales se encargan de hacer el corte de estos dos licuables, obviamente ayudados de una

serie de equipos para optimizar dicho corte. Por tal motivo dividiremos estos dos procesos

en: Depropanizadora y Debutanizadora.



CAMPO

5.10.10. Sistema Despropanizadora.

- Intercambiador alimento gasolina natural. 1.703 mbtu/hr. : 1 unidad

- Intercambiador precalentador, 4.174 MBTU/Hr. : 1 unidad

- Torre despropanizadora, 60” I.D X 73’ – 0”

S/S. 350 psig. 400 °F, 32 platos . : 1 unidad - Condensador de gases de cabeza 10.071 MBTU/Hr. : 1 unidad

- Acumulador de reflujo vertical , 54” I. D . X 10’-0” S/S,

350 psig. 250 °F. : 1 unidad - Bombas de reflujo , 330 GPM, 20 HP. : 2 unidades - Rehervidor de la despropanizadora , 7.639 MBTU/Hr. : 1 unidad

Como habíamos explicado anteriormente una buena parte del producto de licuables salidos

del tanque de reflujo de la destiladora es bombeado hacia un intercambiador de calor

calentado por gasolina y del cual salía a 164 °F, sin embargo necesita ganar más calor por

tanto estos licuables se dirigen a un reboiller calentado por la coraza por aceite magro y en

el cual elevan su temperatura hasta 206 °F.

A esa temperatura ingresan como alimento por el cuello de la torre depropanizadora en

donde siguiendo el mismo el principio de las anteriores torres, en este caso ocurrirá el corte

de C3 H8, el cual se irá por arriba (por la cabeza de la torre) en forma gaseosa, dejando en

la parte inferior (fondo de la torre) al butano y la gasolina natural.

El propano desprendido en forma de gas sale de la cabeza a una temperatura de 130 °F y va

a enfriarse a los enfriadores para salir de ellos a 105 °F. Este propano se va luego al tanque

de reflujo de donde una parte se bombea hacia la cabeza de la torre depropanizadora como

reflujo a la temperatura del tanque 90 °F y la otra parte, a la misma temperatura, se envía a

un pequeño intercambiador gas-gas en forma de “U” (alimentado por gas combustible a 32

°F extraído de la línea de gas residual) y en el cual reduce su temperatura saliendo a 70°F.

De esa manera el propano en estado líquido se encuentra listo para ser enviado en su mayor

parte a los tanques de almacenamiento y otra pequeña cantidad hacia el tanque acumulador

del sistema de refrigeración.



CAMPO

Ahora bien el butano y la gasolina aún con una pequeña cantidad de propano y que han

quedado en el fondo de la torre a una temperatura de 230 °F salen por la parte inferior de la

torre para entrar por cabeza a un reboiller calentado por lean oíl del fondo de la destiladora

y de esa manera asegurarse del mayor desprendimiento de propano, el cual sale por la parte

superior del reboiller para dirigirse nuevamente a la torre depropanizadora y continuar el

circuito, mientras que los compuestos más pesados: butano y gasolina natural salen por

debajo del reboiller para dirigirse al cuello de la debutanizadora.

5.10.11. Sistema Desbutanizadora.

En la caso de la Torre Desbutanizadora los gases de cabeza están compuestos

principalmente por butano, y por el fondo se tiene gasolina natural.

Los gases de cabeza se condensan (2 ventiladores) y se acumulan en el tanque de reflujo,

donde una parte se envía como reflujo a la cabeza de la torre y la otra salida de butano se

dirigen a los tanques de almacenamiento del lado B.

Este producto de butano y gasolina se dirigen como alimento al plato del cuello de la torre

debutanizadora y la cual trabaja con el mismo principio de la torre depropanizadora, es

decir realiza en este caso el corte de C4 H10 de la gasolina.

Este butano desprendido se va en forma de gas por la cabeza de la torre a una presión de

170 psi y una temperatura de 168 °F y en la cual recibe a contracorriente una inyección de

reflujo del mismo butano ya condensado para afinar el corte.

Este butano desprendido entra a unos enfriadores y reduce su temperatura hasta

100 °F para de esa manera condensarse y pasar al tanque de reflujo y el cual esta a una

temperatura de 96 °F. De manera similar una parte de este butano se va a los tanques de

almacenamiento y la otra parte se bombea a la cabeza de la torre como reflujo.

La gasolina natural que quedo en el fondo de la torre con cierta cantidad de butano se dirige

a afinar el corte con temperatura hacia un reboiller calentado por lean oíl del fondo de la



CAMPO

destiladora, al cual entra a una temperatura de 270 °F desprendiendo el butano que sale a

320 °F para dirigirse nuevamente a la torre debutanizadora.

Mientras que la gasolina al ser más pesada sale por la parte inferior del reboiller rumbo a un

intercambiador para ceder calor a los licuables (C3, C4, gasolina) que vienen del tanque de

reflujo de la destiladora.

5.10.12. Producción de GLP y Gasolina.

Para producir GLP (propano y butano) solo se utiliza la Torre Despropanizadora, por la

cabeza se desprenden propano y butano y por el fondo en forma liquida se tiene gasolina

natural. Las condiciones de operación para que se desprenda GLP por la cabeza cambian

con relación a la producción de propano.

Los gases de cabeza de la torre siguen el mismo proceso que se describió para la

producción de propano; pasan por los aeroenfriadores, tanque de reflujo y los

intercambiadores de doble tubo para almacenarse en los tanques lado A y/o B a excepción

de los tanques 1A y 2A que son especialmente para propano.

En el caso de la gasolina que sale del fondo del reboiler para enviarse al intercambiador

propano/gasolina, después el aeroenfriador y tanques de gasolina.

5.10.13. Circuito de gas de reciclo

El objetivo del circuito de gas de reciclo es recuperar licuables de los gases de la primera,

segunda etapa del expansor y los gases de cabeza,

Los equipos que componen este circuito son los siguientes:

- Depurador 1ª Etapa; 48” ID. x 8’- 0’’ S/S

450 psig. 150 °F : 1 unidad

- Depurador 2ª Etapa; 48’’ ID. x 8’ – 0’’ S/S

800 psig : 1 unidad

- Compresor COOPER BESSEMER GMVH – 10 : 4 unidades, doble acción

Capacidad lado gas Reciclo : 10.0 MMPCD c/u

- Depurador gas de reciclo; 950 psig; 130 °F :1 unidad

- Enfriador gas de reciclo; 4698 MBTU/HR :2 unidades



CAMPO

Los gases del expansor de la primera etapa van hacia el depurador de 600 psi pero

previamente se une con la compensadora de presión que proviene del gas residual; la

corriente de salida del depurador pasa a ser la succión (etapa intermedia) de compresores 1,

2, 3 y 4.

De los gases de la segunda etapa una parte se envía al intercambiador 16:26 (lado tubos)

para enfriar el GLP producido. El resto se une con el gas de cabeza de la Desetanizadora y

pasar por el depurador de 300 psi; además cuenta con una compensadora de presión que

viene de gas de residual. El gas de salida del depurador va a la succión (baja) de los

compresores.

Los compresores elevan la presión de gas residual hasta 1400 psi, después son enfriados (2

ventiladores); se tienen dos opciones una enviar a la línea del Altiplano o reducir la presión

hasta 920 psi y pasar por el depurador de gas de reciclo, que en la salida cuenta con un

medidor de placa de orificio este gas tiene tres opciones de entrada:

- Línea del Brasil

- Línea de Gas Alimento

- Línea de Gas Residual

Actualmente se adiciona al Gas Alimento para ser reprocesado de nuevo. Las

características del gas de reciclo son las siguientes:

El caudal aproximado de gas de reciclo es de 17 MMPCD por lo que en realidad la cantidad

de gas procesado es 170 MMPCD.



CAMPO

Esq. 25. Esquema Gas de Reciclo.



CAMPO

5.10.14. Almacenamiento.

La planta cuenta con un área de almacenamiento de GLP, en la cual se tiene 20 Tanques de

GLP y 2 Tanques de Propano con capacidad de 105 M3 c/u.

El almacenamiento de GLP y propano, se lo hace en 20 tanques de los cuales 5 tienen

110.000 litros de capacidad y son volumétricos, mientras que los otros 15 son de 113.000

litros.

- Tanque de almacenaje de propano, 108” I.D. x 57’ – 0”

250 psig. 125 °F, 113 M³ c/u. 2 unidades

- Tanque de almacenaje de GLP, 108” I.D. x 57’ – 0” S/S.

250 psig. 125 °F . 113 M³ . c/u 15 unidades

- Tanque de almacenaje de GLP, 104.33” I.D. x 57’ – 0” S/S.

250 psig. 125 °F . 113 M³ . c/u. 5 unidades

- Bomba de reproceso, 35 GPM, 15 HP. 1 unidad

- Bomba de producto, 250 GPM, 20 HP. 2 unidades

- Bombas al propanoducto RGD – SCZ, 125 GPM, 150 HP. 3 unidades

Cada tanque está provisto de cinco líneas, sean éstas de entrada o salida, una es la de

producción, otra la de Bombeo que es por donde descarga el fluido hacia las bombas,

paralela a ésta línea se encuentra la de reciclado, existe otra que sirve de seguridad al

tanque, es la de venteo, y la última relacionada también con la seguridad se llama

igualadora de presión, ésta es utilizada cuando se carga a los cisternas, o cuando se

bombean dos o más tanques a la vez.

5.10.15. Carguio de GLP y propano

El carguío consiste en transportar el fluido a los cisternas, para esto se cuenta con dos

bombas que cargarán el GLP y propano.

Primero se le hace un check list al cisterna, una vez hecho esto se procede a colocar el

camión en una distancia apropiada para el carguío (asegurándose de todas las disposiciones 235

Stelmach Yepez Miguel Zbigniew


CAMPO

de seguridad del caso), se coloca el camión sobre la balanza y se lo pesa en vacío. Luego se

conectan las mangueras al camión (carga y de ecualización de presiones), se habilita la

línea de succión y la válvula de recirculación del fluido a bombear, y se habilitan los

circuitos en la línea de descarga hasta el camión.

Se procede a cargar el peso determinado en la venta, el cual no sobrepasa el 85% de la

capacidad de carga del camión.

Para cuando se termina de cargar, se cierran todas las válvulas y se procede a desconectar el

cisterna. Una vez cargado se le colocan precintos de seguridad a las líneas de descarga del

camión.

Se cuenta con cables de tierra, con mangueras de alta seguridad, con personal capacitado,

además de extintores e hidrantes que están como equipo de apoyo.

5.10.15.1. Bombeo de GLP

Para el bombeo de GLP por propanoductos se cuenta con un grupo de bombas que

bombean producto hasta la refinería de Santa Cruz, más propiamente la refinería de

Palmasola, Estas bombas succionan GLP (dos unidades) y descargan a una presión

aproximada de 150 psi al otro grupo de bombas (tres unidades) éstas descargan

aproximadamente a 700 psi con destino a Santa Cruz (refinería de Palmasola).

5.10.16. Sistema de Compresión.

En la planta de absorción existen 4 compresores de marca Cooper Bessemer modelo

GMVH-10, que tienen la función de comprimir en dos de sus cilindros el gas de reciclo, la

primera etapa de 300 PSIG, la segunda 600 PSIG con una descarga de 1400 PSIG. Los

otros dos cilindros se los utiliza para el gas propano con una succión de 20 PSIG

comprimiendo hasta 70 PSIG y con una descarga de 220 PSIG.



CAMPO

COMPRESOR

ABSORCION

TIPO MARCA MODELO SERIE BHP RPM SIZE MARCA MODELO MMSFC SERIE SIZE SERVICIO CIL 1 CIL 2 CIL 3 CIL 4

COMP 1 GMVH-10 2250 330 COOPER BESSMER 48368 14 X 14 PROP/GAS 32 23 8 8COMP 2 GMVH-10 2250 330 COOPER BESSMER 48369 14 X 14 PROP/GAS 32 23 8 8COMP 3 GMVH-10 2250 330 COOPER BESSMER 43370 14 X 14 PROP/GAS 32 23 8 8COMP 4 GMVH-10 2250 330 COOPER BESSMER 48470 14 X 14 PROP/GAS 32 23 8 8GEN 1 WAUKESHA L-7042GSI 297063 1000 900 9 3/8x8 1/2GEN 2 WAUKESHA L-7042GSI 297064 1000 900 9 3/8x8 1/2GEN 3 WAUKESHA L-7042GSI 297062 1000 900 9 3/8x8 1/2GEN 4 WAUKESHA L-7042GSI 297065 1000 900 9 3/8x8 1/2GEN 5 WAUKESHA L-7042GSI 1000 900 9 3/8x8 1/2C-AIR 1 100C-AIR 2 100

14200

MOTOR COMPRESOR

COMPRESOR-GENERADOR ABSORCION - INYECCION

5.10.17. Sistema de Generación Eléctrica.

La planta de absorción cuenta con 5 moto - generadores de 750 KW de potencia cada uno,

teniendo una potencia total instalada de 3750 KW. El consumo normal de esta planta es de

1500 KW (2013 HP) por lo que 4 generadores están normalmente en línea.



CAMPO

Los generadores se encuentran en sincronismo de manera que se arrancan según la

demanda de potencia de la Planta.

C

ompresor Panel de Control de Generadores

Nº

GENER.

SISTEMA

OPERACIÓN

MOTOR

MARCA MODELO POT. VELOCIDAD

1 Generación WAUKESHA L 7042 GSI 1000 HP 900 r.p.m.






CAMPO


ABSORCION



14200

MOTOR COMPRESOR


No. GENERADOR Marca Modelo Capacidad Velocidad

1 KATO 750-870361111 750 KW 900 r.p.m. 2300 Volts, 235 Amp, 3 F, HZ 602 KATO 750-870361111 750 KW 900 r.p.m. 2300 Volts, 235 Amp, 3 F, HZ 603 KATO 750-870361111 750 KW 900 r.p.m. 2300 Volts, 235 Amp, 3 F, HZ 604 KATO 750-870361111 750 KW 900 r.p.m. 2300 Volts, 235 Amp, 3 F, HZ 605 KATO 750-870361111 750 KW 900 r.p.m. 2300 Volts, 235 Amp, 3 F, HZ 60

GENERADOR CARACTERISTICAS



CAMPO

5.11. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

Cumpliendo como es debido las tareas que llevan los operarios y dentro de sus manuales de

funciones y operaciones, no hay una forma coordinada de lo que el entrenamiento de los

practicantes de parte de la empresa recepcionadora.

Como recomendación sería bueno que los practicantes tengan algún tipo de entrenamiento

de parte de los operadores y de esa forma coordinada tengan mejor desarrollo ambas partes

y aprovechar mejor el tiempo de estadía, ayudando a consolidar los conocimientos

adquiridos en clases.



CAMPO

5.12. ANEXOS.



CAMPO

EQUIPO MARCA MODEL SERIE HP RPM FRAME VOLT. AMP MARCA SIZE Nº GPM RPM

bomba cir. agua compresores # 1 ALLIS CHALLMERS EL-1-5106-78300-2-16 30 1760 284T 230/460 61/30.5 WORTHYNGTONbomba cir. agua compresores # 2 RELIANCE 30 1765 286T 230/460 74/37 WORTHYNGTONbomba de reflujo # 1 WESTINGHOUSE TBFC 680B103-G19 5 184T 3505 230/460 12.6/6.3 INGERSOLL-RAND 11/2X8AN 0869-29 116 3490bomba de reflujo # 2 WESTINGHOUSE TBFC 6909 5 184T 3505 220/440 19.2/6.44 INGERSOLL-RAND 11/2X8AN 0869-31 116 3490bomba circulacion a hornos # 1 WESTINGHOUSE 680B104G11 40 324TS 3545 230/460 94/47 INGERSOLL-RAND 2X12AN 0869-32 175 3550bomba circulacion a hornos # 2 GENERAL ELECTRIC 5K324GS161P 40 324TS 3560 460 48.9 INGERSOLL-RAND 4X10A 0268-183 690 3550bomba cond.a torre Est. # 1 WESTINGHOUSE 680B103G43 15 254T 3505 230/460 36/18 INGERSOLL-RAND 3X8AN 0268-187 223 3550bomba cond.a torre Est. # 2 WESTINGHOUSE 6909 10 3490 215T 230/460 25.2/12.6 INGERSOLL-RAND 3X8N 0268-186 223 3550bomba agua dulce tk lavador # 1 RELIANCE ELECTRIC 01UBZ7686801G-2BB 10 1755 215T 460 13.5 UNION 1X2-1/4DX-5 12198457AX-2 6bomba agua dulce tk lavador # 2 RELIANCE ELECTRIC 01UBZ7686801G-1BB 10 1755 215T 460 13.5bomba booster oleoducto # 1 WESTINGHOUSE TBFC 680B103 G63 30 1770 286T 230/460 73.4/36.4 GR-GORMAN 1119600bomba oleoducto # 1 GENERAL ELECTRIC 5KB65BK105B1 AH085024 75 3560 365TS 230/460 170/85 INGERSOLL-RAND 2X12AS 0172-5 281 3550bomba oleoducto # 2 GENERAL ELECTRIC 5KB65BK105B1 AH085019 75 3560 365TS 230/460 170/85 INGERSOLL-RAND 2X12AS 281 3550bomba circ. Agua comp. Aire GENERAL ELECTRIC 5K182CK26CP DRF 3 1755 182T 230/460 9.2/4.6 P UMP . SALEM 1 DC-751897bomba ablandador GENERAL ELECTRIC 5K182CK265CP GRF 3 1755 182T 230/460 9.2/4.6bomba Osmosis CUSTOM PC55CST-1247 E05873 0.75 3450 LR-2459 230/460 3.1/1.5bomba agua campamento US ELECTRICAL 66-05724-823 F087661 7.5 1740 213T 460 10.7 KSB 6-101-227 2900bomba CI eléctrica # 2 TOSHIVA/HOUSTOM B0604YLF3AC 8308166A 60 1750 364T 230/460 147/73.5bomba contra incendio(gasolina) # 1 150bomba contra incendio(gasolina) # 2 150bomba profundidad pozo agua # 1 10bomba profundidad pozo agua # 2 7.5bomba pulmon agua compresores ENCLOSED MOTOR F4355-00-171 5 1450 213T 220/380 15/8.7 DEMING-CRANE 11/4S DC-378484 20 2600bomba circ.agua compresor 27 # 1 WESTINGHOUSE TBFC 7709M 7.5 1745 213T 460 10 DEMING-CRANE 11/2M DC-378377bomba circ.agua compresor 27 # 2 WESTINGHOUSE TBFC 7709M 7.5 1745 213T 460 10 DEMING-CRANE 11/2M DC-397218bomba P -110transf.agua piscina tk1 WESTINGHOUSE TBFC 780M1M 5 1735 184T 460 7.2 SUMERGIBLEbomba P -140 transferencia tk 1 a 2 5bomba P -230 retrolavado filtro RELIANCE ELECTRIC 01MAN53347 5 1750 L 180LP 460 6.1 UNICHEN UNION 2X3X11 CA4143C103 85 1750bomba P -220 inyector prod.Qimico 0.5bomba booster P -210 RELIANCE ELECTRIC 01MAN53347-GOO4 5 1750 L 180LP 460 6.1 UNICHEN UNION 2X3X11 CA4143C103 85 1750bomba P -225 inyeccion agua LEESON 8B286TTGP4045AAL 30 1760 286T 230/460 74/37 DREESER T365 HMF 185445 2-1/2.bomba P -115 para lavado de filtro OPTIM 5 1745 184T 230/460 12.7/6.35 TRIP LEX MODE 523bomba recuperacion agua de fosa LEESON 8C 184TTGS4002AM L 5 3475 184T 230/460 12.4/6.2 DEMING-CRANEbomba transf.agua/petróleo AP I SIEMENS 1HJ 91824YPG2 3 1740 182TDC 230/460 7.8/3.9 SUMERGIBLEbomba booster rec. petróleo AP I SIEMENS 1HJ 91824YPG2 3 1740 182TDC 230/460 7.8/3.9 SUMERGIBLEbomba tranf. P etróleo a tk. alimento MARATHON XF254TTGS8076AT-W 7.5 1155 254T 230/460 17/8.5 UNION 1X2-1/4 IX-10 770753-501 5.6 251bomba trans. Tk 5000 Bbls a tk final ELECTRIC MOTOR A638 60 3565 364TS 230/460 136/68 INGERSOLL-RAND 3X1.5X13H 0801-3425 200 3550bomba carguio de cisternas 7.5bomba pozo de agua (nueva) FRANKLIN ELECTRIC 2366158120 25 3450 460 37.5

POTENCIA TOTAL 953.25 HP



CAMPO

EQUIPOS MARCA MODEL SERIE HP RPM FRAME VOLT. AMPEnfriador de agua generador n°1 ALLIS CHALLMERS EL-1-5106-78300-2-11 30 1750 286T 460 35.7Enfriador de agua generador n°2 GENERAL ELECTRIC 5K284CS287P TC 25 1765 284T 460 30.5Enfriador de agua intercooler gen. n°1 SIMENS 11HJ92154YP60 10 1750 215T 230/460 25/12.5Enfriador de agua intercooler gen. n°2 SIMENS 11HJ92154YP60 10 1750 215T 230/460 25/12.5Enfriador de agua comp. N°1 ALLIS CHALLMERS EC-5106-78300-2-5 30 1750 286T 460 35.7Enfriador de agua comp. N°2 RELIANCE 30 1785 286T 230/460 74/37Enfriador de agua comp. N°3 RELIANCE 30 1785 286T 230/460 74/37Enfriador de agua comp. N°4 ALLIS CHALLMERS EC-5106-78300-2-E 30 1750 286T 460 35.7Enfriador de agua compresor aire SIN DATOS 25 1775 286T 230/460 35.7Enfriador PROPANO N°1 US. ELECTRIC MOTOR 30 1775 286T 230/460 35.7Enfriador PROPANO N°2 US. ELECTRIC MOTOR 30 1775 286T 230/460 35.7Enfriador PROPANO N°3 US. ELECTRIC MOTOR 30 1775 286T 230/460 35.7Enfriador PROPANO N°4 US. ELECTRIC MOTOR 30 1775 286T 230/460 35.7Enfriador PROPANO N°5 US. ELECTRIC MOTOR 30 1775 286T 230/460 35.7Enfriador PROPANO N°6 US. ELECTRIC MOTOR 30 1775 286T 230/460 35.7Enfriador PROPANO N°7 US. ELECTRIC MOTOR 30 1775 286T 230/460 35.7Enfriador PROPANO N°8 US. ELECTRIC MOTOR 30 1775 286T 230/460 35.7Enfriador PROPANO N°9 US. ELECTRIC MOTOR 30 1775 286T 230/460 35.7Enfriador PROPANO N°10 US. ELECTRIC MOTOR 30 1775 286T 230/460 35.7Enfriador PROPANO N°11 US. ELECTRIC MOTOR 30 1775 286T 230/460 35.7Enfriador PROPANO N°12 US. ELECTRIC MOTOR 30 1775 286T 230/460 35.7Enfriador PROPANO N°13 US. ELECTRIC MOTOR 30 1775 286T 230/460 35.7Enfriador PROPANO N°14 US. ELECTRIC MOTOR 30 1775 286T 230/460 35.7Ampliacion enfriador propano n°15 15 1760 254T 230/460Ampliacion enfriador propano n°16 15 1760 254T 230/460Ampliacion enfriador propano n°17 15 1745 254T 230/460Ampliacion enfriador propano n°18 15 1750 254T 230/460Enfriador LEAN OIL N°1 PACEMACER MOTOR 19299FM18 20 1745 256T 230/460 48/24Enfriador LEAN OIL N°2 WEG. 25 1760 230/460 62.2/31.1Enfriador LEAN OIL N°3 15 1750 254T 230/461Enfriador LEAN OIL N°4 15 1740 254T 230/462Enfriador gas n°1 GENERAL ELECTRIC 5K254CS2025P TC 15 1760 254T 460 19.5Enfriador gas n°2 WESTINGHOUSE 7210 15 1755 254T 230/460 39/19.5Enfriador desbunatizadora n°1 ENCLOSED MOTOR 20 1765 256T 230/460 48.7/24.4Enfriador desbunatizadora n°2 LEESON 8C256TTGN4040AA 20 1765 256T 230/460 50/25Enfriador despropanizadora n°1 ALLIS CHALLMERS TBEP 30 1750 286T 460 35.7Enfriador despropanizadora n°2 ALLIS CHALLMERS TBEP 30 1750 286T 460 35.7Enfriador despropanizadora n°3 ELECTRIC MOTOR 30 1760 286T 460 35.7Enfriador despropanizadora n°4 LEESON 88286TTGP4045AA 30 1760 286T 460 35.7Enfriador destiladora n°1 ALLIS CHALLMERS EL-1-5106-78300-2-7 30 1750 286T 460 35.7Enfriador destiladora n°2 ALLIS CHALLMERS EL-1-5106-78300-2-7 30 1750 286T 460 35.7Enfriador destiladora n°3 WEG. 30 1765 230/460 70.8/35.4Enfriador destiladora n°4 WEG. 30 1765 230/460 70.8/35.4Enfriador destiladora n°5 ELECTRIC MOTOR 30 1750 286T 230/460 70.8/35.4Enfriador destiladora n°6 ELECTRIC MOTOR 30 1750 286T 230/460 70.8/35.4Enfriador Reclaimer N°1 GENERAL ELECTRIC 5K184CN205BP 5 1745 184T 230/460 14.4/7.2

POTENCIA TOTAL 1150 HP

COOLER DE ABSORCION

MOTORES ELECTRICOS



CAMPO

EQUIPOS MARCA MODEL SERIE HP RPM FRAME VOLT. AMP

Enfriador agua compresor 27 # 1 LEESON 8B324TTGP4045AA L 40 1770 324T 230/460 103/51.5

Enfriador agua compresor 27 # 2 ALLIS CHALLMERS 647 51-359-609 40 1760 324T 230/460 93/46.5

enfriador Aceite compresor 27 # 3 ALLIS CHALLMERS 647 51-359-609 40 1760 324T 230/460 93/46.5

Enfriador agua compresor # 1 US. ELECTRIC MOTOR A630 F04-A630A-H 15 284T 1180 230/460 39/19.5








Enfriador agua compresor # 9 WEG. 20 1760 365TS 480 24.1

Enfriador agua compresor # 10 WEG. 20 1760 365TS 480 24.1

Enfriador agua compresores aire ENCLOSED MOTOR P-1732-01-271 25 1760 284T 230/460 61/30.5

Enfriador gas baja # 1 GENERAL ELECTRIC 5K254BN205A OK 15 1755 254T 230/460 39.4/19.2

Enfriador gas baja # 2 LEESON 7H254TTGN4040ABL 15 1770 254T 230/460 39/19.5

Enfriador Gas intermedia # 1 40



Enfriador reflujo # 1 1229503M47 10 1725 215T 230/460 24.4/12.2

Enfriador reflujo # 2 WEG 10 1755 230/460 24.4/12.2

Enfriador condensado est. # 1 SIN DATOS 10 1750 246T 230/460 49.4/24.7

Enfriador condensado est. # 2 GENERAL ELECTRIC 5K256BN205A EK 20 1750 256T 230/460 49.4/24.7

POTENCIA TOTAL 495 HP

COOLER DE INYECION

MOTORES ELECTRICOS



CAMPO


ABSORCION



14200

INYECCION

COMP 1 WAUKESHA L-7042GSIU 45661 1000 900 9 3/8x8 1/2 COOPER BESSMER AMA-4 10 BAJA 8 3/4 6 5/8 6 5/8 8 3/4COMP 2 WAUKESHA L-7042GU 144840 1000 900 9 3/8x8 1/2 COOPER BESSMER AMA-4 11 BAJA 8 3/4 6 5/8 6 5/8 8 3/4COMP 3 WAUKESHA L-7042GSIU 179466 1000 900 9 3/8x8 1/2 COOPER BESSMER AMA-4 6..8 47519 BAJA INTER 6 3/8 4 1/2 4 1/2 6 3/8COMP 4 WAUKESHA L-7042GSIU 173316 1000 900 9 3/8x8 1/2 COOPER BESSMER AMA-4 6..8 BAJA INTER 6 3/8 4 4 6 3/8COMP 5 WAUKESHA L-7042GSIU 91506364 1000 900 9 3/8x8 1/2 COOPER BESSMER AMA-4 20 46876 INTERMEDIA 4 5 1/4 5 1/4 4COMP 6 WAUKESHA L-7042GSIU 145682 1000 900 9 3/8x8 1/2 COOPER BESSMER AMA-4 20 46877 INTERMEDIA 3 3/4 5 1/4 5 1/4 3 3/4COMP 7 WAUKESHA L-7042GSIU 145683 1000 900 9 3/8x8 1/2 COOPER BESSMER AMA-4 20 46878 INTERMEDIA 3 3/4 5 1/4 5 1/4 3 3/4COMP 10 WAUKESHA L-7042GSIU 173317 1000 900 9 3/8x8 1/2 COOPER BESSMER AMA-4 10 46880 ALTA 3 3/4 3 1/2 3 3 3/4COMP 13 WAUKESHA L-7042GSI 145680 1000 900 9 3/8x8 1/2 COOPER BESSMER AMA-4 60 46885 BOOSTER 7 3/4 7 3/4 7 3/4 7 3/4COMP 14 WAUKESHA L-7042GSI 397846 1000 900 9 3/8x8 1/2 COOPER BESSMER AMA-4 10 ALTACOMP 27 GMVH-10 2250 330 COOPER BESSMER 48367 14 X 14 ALTA 5 1/2 5 1/2 5 1/2C-AIR 1 20C-AIR 2 20GEN 4 WAUKESHA L-3711 48702 364 900GEN 5 WAUKESHA L-3711 48448 364 900

13018

27218 HP

MOTOR COMPRESOR

POTENCIA TOTAL



CAMPO

PLANTA BOMBAS COOLER COMP. Y GEN. TOTAL

ABSORCION 3157 1150 14200 18507

INYECCION 953.25 495 13018 14466.25

LA PEÑA 1076.55 75 3340 4491.55

SATELITE 914 0 450 1364

LOS SAUCES 5.5 0 270 275.5

TOTAL 6106.3 1720 31278

PLANTA DE RIO-GRANDE

HORSEPOWER

POTENCIA TOTAL ZONA CENTRO

39104.3 HP



CAMPO

Esquema PIA



CAMPO

Esquema Completo de la Planta de Rio Grande


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