51607 1

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
CARRERA DE INGENIERÍA MECATRÓNICA
DISEÑO DEL SISTEMA DE CONTROL Y NUEVO PROCESO
DE RECEPCIÓN, DESHIDRATACIÓN DE CRUDO EN LA
ESTACIÓN CASA BOMBA – ANCÓN DE LA EMPRESA
PACIFPETROL S.A
PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO
MECATRÓNICO
DARIO JAVIER GUALAVISI CAZAR
DIRECTOR: PHD. DANIEL MIDEROS.
Quito, Octubre 2012.

1
DERECHOS DE AUTOR
© Universidad Tecnológica Equinoccial. 2012.
Reservados todos los derechos de reproducción.

2
DECLARACIÓN
Yo, Darío Javier Gualavisí Cazar declaro bajo juramento que el trabajo aquí
descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentada para
ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias
bibliográficas que se incluyen en este documento.
A través de la presente declaración cedo mis derechos de propiedad
intelectual correspondientes a este trabajo, a la Universidad Tecnológica
Equinoccial, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su
Reglamento y por la normatividad institucional vigente.
______________________
Darío Gualavisí.
172364586-5

3
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo que lleva por título “DISEÑO DEL SISTEMA
DE CONTROL Y NUEVO PROCESO DE RECEPCIÓN, DESHIDRATACIÓN
DE CRUDO EN LA ESTACIÓN CASA BOMBA – ANCÓN DE LA EMPRESA
PACIFPETROL S.A”, que, para aspirar al título de Ingeniero Mecatrónico fue
desarrollo por Darío Gualavisí, bajo mi dirección y supervisión, en la
Facultad de Ciencias de la Ingeniería; y cumple con las condiciones
requeridas por el reglamento de Trabajos de Titulación artículos 18 y 25.
________________________
PHD. DANIEL MIDEROS
DIRECTOR DEL PROYECTO
171317732-5

AGRADECIMIENTO
La presente tesis es un esfuerzo en el cual, directa o indirectamente,
participaron varias personas leyendo, opinando, corrigiendo, teniéndome
paciencia, dando ánimo, acompañando en los momentos de crisis y en los
momentos de felicidad.
Me es grato mencionar y agradecer a varios ingenieros del Departamento de
Proyectos de la empresa “Asociación Pacifpetrol S. A”, Byron Cruz, Cristian
Llive, Cristian Vega, Edison Taipicaña, Edgar Mármol; en especial mención a
los ingenieros Pablo Espinosa y Jhon Fernández que como líderes de
Departamento me brindaron la oportunidad de realizar este proyecto,
muchas gracias por sus observaciones, consejos y oportunidades de mejora,
estoy seguro que todo lo aprendido junto a ustedes me servirá para
desarrollarme y crecer como un excelente profesional.
De igual manera quiero dar un agradecimiento efusivo al Ingeniero Daniel
Mideros por su paciencia y oportuna dirección del presente trabajo, que a
pesar de los inconvenientes presentados en el desarrollo de este trabajo
siempre existió la predisposición de buscar una solución o alternativa ante
estos inconvenientes.
Finalmente, pero no menos importantes, a cada uno de los docentes de la
Facultad de Ciencias de la Ingeniería, quienes se esmeraron en transmitir
sus conocimientos para formar excelentes profesionales.

DEDICATORIA
A mis padres, porque creyeron en mi y porque me sacaron adelante,
dándome ejemplos dignos de superación y entrega, porque en gran parte
gracias a ustedes, hoy puedo ver alcanzada una de mis metas, ya que
siempre estuvieron impulsándome en los momentos más difíciles de mi
carrera. El orgullo que sienten por mi, fue lo que me hizo ir hasta el final. Va
por ustedes, por lo que valen, porque admiro su fortaleza, enseñanzas y
consejos. Gracias por todo lo que han hecho por mí, sé que esto no termina
aquí; pero es una meta cumplida y no hubiera sido posible sin su apoyo
incondicional, Carlos y Verónica.
A mi hermano Danilo que ha sabido ser una persona digna de admirar por su
fortaleza y perseverancia ante las adversidades, fuiste tú quien me ayudó a
entender y comprender muchas cosas y te lo agradeceré toda la vida.
A mi hermana quién a pesar de su corta edad ha logrado demostrar todo su
cariño y en quién espero sea una persona de bien que contará siempre con
mi incondicional apoyo, a Camilita.
A mis tías y tíos quiénes han sabido aconsejarme y brindarme todo su amor
Susana, Silvia, Orlando, Aníbal, Anita, Elena.
A mis abuelitos por toda su sabiduría y apoyo, Papito Lucho, Mamita
Martha, Mamita Carmela.
A mi familia. Gracias por haber fomentado en mí el deseo de superación y el
anhelo de triunfo en la vida. Mil palabras no bastarían para agradecerles su
apoyo, comprensión y sus consejos en los momentos difíciles.
A todos, espero no defraudarlos y contar siempre con su valioso apoyo,
sincero e incondicional.

i
i
ÍNDICE
1. INTRODUCCIÓN........................................................................................ 1
2. MARCO TEÓRICO...................................................................................... 7
2.1 DESHIDRATACIÓN DE CRUDO .............................................................. 7
2.1.1 SEPARACIÓN AGUA – PETRÓLEO..................................................... 7
2.2 FUNDAMENTOS DE SEPARACIÓN DE MEZCLAS GAS LÍQUIDO ....... 8
2.2.1 SEPARACIÓN POR FUERZA CENTRÍFUGA ....................................... 8
2.2.2 SEPARACIÓN POR CHOQUE .............................................................. 9
2.2.3 CAMBIO DE CANTIDAD DE MOVIMIENTO O MOMÉNTUM............... 9
2.2.4 SEDIMENTACIÓN.................................................................................. 9
2.2.5 COALESCENCIA.................................................................................... 9
2.2.6 ABSORCIÓN ........................................................................................ 10
2.2.7 ADSORCIÓN........................................................................................ 10
2.2.8 TANQUES DE PRODUCCIÓN............................................................. 10
2.3 EQUIPOS PARA SEPARAR FLUIDOS LA INDUSTRIA PETROLERA 11
2.3.1 SEPARADORES .................................................................................. 11
2.3.2 SEPARADORES DE GAS.................................................................... 12
2.3.3 SEPARADORES A BAJA TEMPERATURA ........................................ 12
2.3.4 ELIMINADORES................................................................................... 12
2.3.5 DEPURADORES.................................................................................. 13
2.4 LOCALIZACIÓN GEOGRÁFICA DE LA ESTACIÓN CASA BOMBA..... 13
2.5 COMPONENTES DE LA ESTACIÓN CASA BOMBA ............................ 14
2.6 CONDICIONES AMBIENTALES............................................................. 14
2.7 PRODUCCIÓN ESTIMADA..................................................................... 15
2.8 DESCRIPCIÓN ACTUAL DEL SISTEMA DE RECEPCIÓN,
DESHIDRATACIÓN Y ALMACENAMIENTO DE CRUDO............................ 16
2.8.1 SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL EN EL BLOQUE
ANCON.......................................................................................................... 16
2.8.2 TRATAMIENTO DE CRUDO................................................................ 23
2.8.3 MANEJO DE AGUA.............................................................................. 26

ii
ii
2.8.4 MANEJO DE SÓLIDOS........................................................................ 27
2.9 DIAGRAMA DE BLOQUES DEL ACTUAL SISTEMA DE RECEPCIÓN,
DESHIDRATACIÓN Y ALMACENAMIENTO DE CRUDO............................ 27
2.10 RELACIÓN DE RECEPCIÓN DE CRUDO ........................................... 29
3. METODOLOGÍA........................................................................................ 31
3.1 CONSIDERACIONES GENERALES ...................................................... 30
3.1.1 RECEPCIÓN DE CRUDO.................................................................... 30
3.2 ALTERNATIVAS ESTUDIADAS.............................................................. 31
3.2.1 CELDA DE FLUJO CRUZADO – TANQUE DE LAVADO ................... 31
3.2.2 SEPARADOR CENTRÍFUGO .............................................................. 34
3.2.3 SEPARADOR CICLÓNICO.................................................................. 35
3.3 ALMACENAMIENTO DE PETRÓLEO .................................................... 36
3.4 SERVICIOS AUXILIARES....................................................................... 37
3.4.1 INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL .................................................... 37
3.4.2 AIRE DE INSTRUMENTOS Y DE PLANTA......................................... 38
3.4.3 INYECCIÓN DE QUÍMICOS ................................................................ 38
3.4.4 AISLAMIENTO...................................................................................... 38
3.5 DIAGRAMA DE BLOQUES PROPUESTO PARA EL SISTEMA DE
RECEPCIÓN DE CRUDO ............................................................................. 38
3.5.1 SEPARACIÓN DE SÓLIDOS............................................................... 40
3.5.2 TRATAMIENTO DE CRUDO................................................................ 40
3.5.3 MANEJO DE AGUA.............................................................................. 40
3.5.4 MANEJO DE SÓLIDOS........................................................................ 40
3.6 ALTERNATIVAS PROPUESTAS............................................................ 40
3.7 EVALUACIÓN TÉCNICO-ECONÓMICA DE ALTERNATIVAS .............. 47
3.7.1 ESCENARIOS PROPUESTOS PARA LA EVALUACIÓN ................... 47
3.7.2 CRITERIOS DE SELECCIÓN DE TECNOLOGÍAS............................. 47
3.7.3 VENTAJAS Y DESVENTAJES TECNOLOGÍAS ESTUDIADAS......... 48
3.7.4 PARÁMETROS DE EVALUACIÓN ...................................................... 52
3.7.5 VALORACIÓN DE TECNOLOGÍAS..................................................... 56
3.8 SELECCIÓN DE LA ALTERNATIVA PROPUESTA ............................... 58

iii
iii
4. DISEÑO DE LA ALTERNATIVA SELECCIONADA – SEPARADOR
CENTRÍFUGO ............................................................................................... 55
4.1 BASES Y CRITERIO DE DISEÑO MECÁNICO PARA EL SISTEMA
PROPUESTO ................................................................................................ 59
4.1.1 SISTEMA DE FILTROS........................................................................ 59
4.1.2 DIMENSIONAMIENTO DE SEPARADORES HORIZONTALES......... 62
4.1.3 SEPARADORES CENTRÍFUGOS....................................................... 71
4.1.4 PISCINAS DE SEDIMENTACIÓN API (SEPARADOR)....................... 74
4.1.5 TANQUES DE SURGENCIA Y ALMACENAMIENTO ......................... 78
4.1.6 DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS..................................................... 81
4.1.7 DIMENSIONAMIENTO DE BOMBAS .................................................. 84
4.2 MEMORIA DE CÁLCULO BOMBAS DE ALIMENTACIÓN DE CRUDO
PBA-6003 A/B................................................................................................ 85
4.3 CODIFICACIÓN PARA DIAGRAMAS P&ID ........................................... 96
4.3.1 CÓDIGO PARA IDENTIFICACIÓN DE VÁLVULAS ............................ 96
4.3.2 CÓDIGO PARA IDENTIFICACIÓN DE CAÑERÍAS ............................ 97
4.3.3 CÓDIGO PARA IDENTIFICACIÓN DE EQUIPOS .............................. 99
4.3.4 TABLA ISA DE CÓDIGO FUNCIONAL DE INSTRUMENTOS.......... 101
4.3.5 CÓDIGOS LITERALES DE INSTRUMENTOS MÁS USADOS......... 102
4.3.6 OTRAS ABREVIATURAS .................................................................. 105
4.4 SIMBOLOGÍA PARA PLANOS P&ID .................................................... 106
4.5 PIPING & INSTRUMENT DIAGRAM .................................................... 106
4.5.1 P&ID FILTROS DE INGRESO ........................................................... 106
4.5.2 P&ID SISTEMA DE FILTROS ............................................................ 106
4.5.3 P&ID BOMBAS DE DESCARGA........................................................ 107
4.5.4 P&ID SEPARADOR BIFÁSICO.......................................................... 107
4.5.5 P&ID BOMBAS ALIMENTACIÓN CRUDO ....................................... 108
4.5.6 P&ID BOMBAS DESCARGA DE AGUA ............................................ 109
4.5.7 P&ID SEPARADOR CENTRÍFUGO................................................... 109
4.5.8 P&ID TANQUE DE SURGENCIA....................................................... 110
4.5.9 P&ID PISCINAS API........................................................................... 111
4.5.10 P&ID BOMBAS AGUA DE PISCINAS............................................. 112
4.5.11 P&ID BOMBA RECUPERACIÓN CRUDO....................................... 112
4.5.12 P&ID BOMBA DE AGUA DE UTILIDADES...................................... 112

iv
iv
4.6 LISTADO DE EQUIPOS........................................................................ 126
4.7 LISTADO DE LÍNEAS............................................................................ 128
4.8 LISTADO DE TIE-IN.............................................................................. 134
5. DISEÑO DEL SISTEMA DE CONTROL................................................. 135
5.1 FILOSOFÍA DE OPERACIÓN Y CONTROL NUEVO PROCESO........ 135
5.1.1 CONSIDERACIONES BÁSICAS........................................................ 135
5.1.2 SEPARACIÓN PRIMARIA DE SÓLIDOS .......................................... 136
5.1.3 SEPARACIÓN DE LÍQUIDOS............................................................ 137
5.2 SEPARADOR CENTRÍFUGO ............................................................... 138
5.2.1 CARGA DE CRUDO DE PRODUCCIÓN........................................... 138
5.2.2 TAMBOR DE LA CENTRÍFUGA ........................................................ 139
5.2.3 PAQUETE DE DISCOS CÓNICOS.................................................... 139
5.2.4 DESCARGA DE LÍQUIDOS ............................................................... 140
5.2.5 TRANSMISIÓN DE POTENCIA ......................................................... 141
5.2.6 MATERIALES DE CONSTRUCCIÓN ................................................ 141
5.2.7 LUBRICACIÓN ................................................................................... 141
5.2.8 LIMPIEZA ........................................................................................... 142
5.2.9 PROTECCIÓN CONTRA EXPLOSIÓN ............................................. 142
5.2.10 SISTEMA DE CONTROL DE LA CENTRÍFUGA ............................. 142
5.3 ALMACENAMIENTO DE PETRÓLEO .................................................. 143
5.4 BASES Y CRITERIO DE DISEÑO DE INSTRUMENTACIÓN Y
CONTROL ................................................................................................... 144
5.4.1 UNIDADES DE INGENIERÍA ............................................................. 144
5.4.2 NORMAS Y/O ESTÁNDARES APLICABLES.................................... 146
5.4.3 NIVELES DE VOLTAJE ..................................................................... 146
5.4.4 CLASIFICACIÓN DE ÁREAS............................................................. 147
5.4.5 CONSIDERACIONES GENERALES EN INSTRUMENTACIÓN....... 147
5.4.6 CRITERIOS PARA LA SELECCIÓN DE INSTRUMENTOS.............. 149
5.4.7 MONTAJE DE INSTRUMENTOS....................................................... 161
5.4.8 CRITERIOS PARA LA SELECCIÓN DE CABLES DE
INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL............................................................ 161
5.4.9 IDENTIFICACIÓN DE CABLES, Y JUNCTION BOX......................... 162

v
v
5.4.10 CANALIZACIONES PARA CABLES ................................................ 163
5.4.11 CAJAS DE CONEXIÓN.................................................................... 164
5.4.12 CONTROL Y MONITOREO ............................................................. 165
5.4.13 SISTEMA DE PUESTA TIERRA ...................................................... 166
5.4.14 UNIDADES PAQUETE..................................................................... 166
5.4.15 PRUEBAS......................................................................................... 167
5.5 ARQUITECTURA DE CONTROL.......................................................... 168
5.6 PLOT PLAN DE INSTRUMENTACIÓN................................................. 168
5.7 MATRIZ CAUSA EFECTO DEL PROCESO (SAFETY CHART).......... 169
5.8 DIAGRAMAS DE LAZOS DE CONTROL ............................................. 169
5.9 INTERFAZ HOMBRE – MÁQUINA HMI................................................ 169
5.10 LÓGICA DE CONTROL ...................................................................... 191
5.10.1 CONTROL DE FILTROS.................................................................. 192
5.10.2 CONTROL DEL SEPARADOR BIFÁSICO ...................................... 193
5.10.3 TAGS DEL SISTEMA DE CONTROL .............................................. 194
5.10.4 PROGRAMACIÓN DEL PROCESO ................................................ 194
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.............................................. 169
6.1 CONCLUSIONES.................................................................................. 201
6.2 RECOMENDACIONES.......................................................................... 203
BIBLIOGRAFÍA
ANEXOS
ANEXO 1 MANUALES RTP NET SUITE .................................................... 206

vi
vi
TABLA DE FIGURAS
MARCO DE TEÓRICO
FIGURA 2.1 SEPARACIÓN DE AGUA - PETRÓLEO .................................... 7
FIGURA 2.2 TANQUES DE PRODUCCIÓN................................................. 10
FIGURA 2.3 SEPARADOR DE PRODUCCIÓN............................................ 12
FIGURA 2.4 LOCALIZACIÓN ESTACIÓN CASA BOMBA........................... 13
FIGURA 2.5 COMPONENTES ESTACIÓN CASA BOMBA ......................... 14
FIGURA 2.6 EQUIPO DE BOMBEO MECÁNICO......................................... 17
FIGURA 2.7 ESQUEMA GENERAL BOMBEO MECÁNICO ........................ 18
FIGURA 2.8 EQUIPO SWAB ........................................................................ 19
FIGURA 2.9 EQUIPO DE HERRAMIENTA LOCAL...................................... 20
FIGURA 2.10 EQUIPO CHUCHARA............................................................. 21
FIGURA 2.11 EQUIPO GAS LIFT................................................................. 21
FIGURA 2.12 EQUIPO PLINGER LIFT AUTÓNOMO .................................. 22
FIGURA 2.13 EQUIPO PLUNGER LIFT ANCÓN......................................... 23
FIGURA 2.14 TREN DE FILTROS COALESCENTES ................................. 24
FIGURA 2.15 TANQUES DE ALMACENAMIENTO DIARIO........................ 25
FIGURA 2.16 TANQUE DE REPOSO: TK-N................................................ 25
FIGURA 2.17 TANQUE DE ALMACENAMIENTO: TK-H ............................. 26
FIGURA 2.18 PISCINAS API ........................................................................ 26
FIGURA 2.19.- DIAGRAMA DE BLOQUES ACTUAL................................... 28
FIGURA 2.20.- RELACIÓN DE RECEPCIONES DE CRUDO...................... 29
METODOLOGÍA
FIGURA 3.1 ESQUEMA DE LA CELDA DE FLUJO CRUZADO.................. 31
FIGURA 3.2 CONGLUTINADOR DE PLACA ............................................. 33
FIGURA 3.3 ESQUEMA EQUIPO CENTRÍFUGO........................................ 35
FIGURA 3.4 ESQUEMA DEL SEPARADOR CICLÓNICO........................... 36
FIGURA 3.5 DIAGRAMA DE BLOQUES PROPUESTO .............................. 39

vii
vii
FIGURA 3.6 SIMBOLOGÍA PARA DIAGRAMAS DE FLUJO DE PROCESO
PFD................................................................................................................ 42
FIGURA 3.7.- ALTERNATIVA 1 - CELDA DE FLUJO CRUZADO CON
TANQUE DE LAVADO .................................................................................. 43
3.8.- ALTERNATIVA 2A – SEPARADOR CENTRÍFUGO............................. 44
FIGURA 3.9.- ALTERNATIVA 2B – SEPARADOR CENTRÍFUGO.............. 45
FIGURA 3.10.- ALTERNATIVA 3 – HIDROCICLÓN..................................... 46
DISEÑO DE LA ALTERNATIVA SELECCIONADA – SEPARADOR
CENTRÍFUGO
FIGURA 4.1 CÓDIGO FUNCIONAL DE INSTRUMENTOS ....................... 102
FIGURA 4.2 SIMBOLOGÍA PARA PLANOS P&ID ..................................... 113
FIGURA 4.3 P&ID FILTROS DE INGRESO................................................ 114
FIGURA 4.4 P&ID SISTEMA DE FILTROS ................................................ 115
FIGURA 4.5 P&ID BOMBA DE DESCARGA .............................................. 116
FIGURA 4.6 P&ID SEPARADOR BIFÁSICO.............................................. 117
FIGURA 4.7 P&ID BOMBAS ALIMENTACIÓN DE CRUDO....................... 118
FIGURA 4.8 P&ID BOMBA DE DESCARGA DE AGUA............................. 119
FIGURA 4.9 P&ID SEPARADOR CENTRÍFUGO....................................... 120
FIGURA 4.10 P&ID TANQUE DE SURGENCIA......................................... 121
FIGURA 4.11 P&ID PISCINAS API............................................................. 122
FIGURA 4.12 P&ID BOMBA DE PISCINA DE AGUA................................. 123
FIGURA 4.13 P&ID BOMBA DE RECUPERACIÓN DE CRUDO............... 124
FIGURA 4.14 P&ID BOMBA DE AGUA DE UTILIDADES.......................... 125
DISEÑO DEL SISTEMA DE CONTROL
FIGURA 5.1 CORTE TRANSVERSAL DEL SEPARADOR CENTRÍFUGO138
FIGURA 5.2 DISCOS CÓNICOS DEL SEPARADOR CENTRIFUGO ....... 140
FIGURA 5.3 ARQUITECTURA DE CONTROL........................................... 178
FIGURA 5.4 PLOT PLAN DE INSTRUMENTACIÓN.................................. 179
FIGURA 5.5 LAZOS DE CONTROL............................................................ 180
FIGURA 5.6 HMI FILTROS DE INGRESO – SISTEMA DE FILTRO ......... 181

viii
viii
FIGURA 5.7 HMI BOMBAS DESCARGA DE CRUDO PBA – 6001 A/B.... 182
FIGURA 5.8 HMI SEPARADOR BIFÁSICO ABJ - 2001............................. 183
FIGURA 5.9 BOMBAS DE ALIMENTACIÓN DE CRUDO PBA – 6003 A/B184
FIGURA 5.10 HMI BOMBAS DE DESCARGA DE AGUA PBA – 2002 A/B185
FIGURA 5.11 HMI TANQUE DE SURGENCIA ABJ - 2002........................ 186
FIGURA 5.12 HMI PISCINAS API ZZZ-9002 / ZZZ - 9003......................... 187
FIGURA 5.13 HMI BOMBAS PISCINAS API 6004 A/B .............................. 188
FIGURA 5.14 HMI BOMBAS RECUPERACIÓN CRUDO PBA – 6005 A/B189
FIGURA 5.15 HMI BOMBAS DE AGUA DE UTILIDADES PBA - 6006...... 190
FIGURA 5.16 LÓGICA DE CONTROL GENERAL DEL PROCESO.......... 191
FIGURA 5.17 CONTROL DE FILTROS ...................................................... 192
FIGURA 5.18 CONTROL DEL SEPARADOR BIFÁSICO........................... 193
FIGURA 5.19 MÓDULOS DE LA LÓGICA DE CONTROL......................... 194
FIGURA 5.20 OBJETOS ENTEROS........................................................... 196
FIGURA 5.21 OBJETOS DECIMALES ....................................................... 196
FIGURA 5.22 CONTADORES..................................................................... 196
FIGURA 5.23 CONVERSORES.................................................................. 196
FIGURA 5.24 FORMULARIO DE OBJETOS.............................................. 198
FIGURA 5.25 TABLA DE OBJETOS........................................................... 198
FIGURA 5.26 PROGRAMACIÓN SISTEMA DE FILTROS DE INGRESO. 198
FIGURA 5.27 PROGRAMACIÓN SISTEMA DE FILTROS (TREN DE
FILTROS)..................................................................................................... 199
FIGURA 5.28 PROGRAMACIÓN DEL SEPARADOR BIFÁSICO .............. 199
FIGURA 5.29 TABLA DE TAGS SECUNDARIOS ...................................... 200
FIGURA 5.30 TABLA DE TAGS PRINCIPALES......................................... 200

ix
ix
ÍNDICE DE TABLAS
INTRODUCCIÓN
TABLA 1.1 COSTO DE LA INVERSIÓN DEL PROYECTO............................ 6
MARCO TEÓRICO
TABLA 2.1 CONDICIONES AMBIENTALES CASA BOMBA. ...................... 15
TABLA 2.2.- PRODUCCIÓN ESTIMADA – SÓLIDOS EN EL FLUIDO........ 15
METODOLOGÍA
TABLA 3.1 VENTAJAS-DESVENTAJAS DE LA ALTERNATIVAS .............. 52
TABLA 3.2 VALORACIÓN Y EVALUACIÓN DE ALTERNATIVAS .............. 57
DISEÑO DE LA ALTERNATIVA SELECCIONADA – SEPARADOR
CENTRÍFUGO
TABLA 4.1.- PRESIÓN DE DISEÑO FILTROS............................................. 62
TABLA 4.2.- TIEMPO RETENCIÓN HIDROCARBURO/AGUA.................... 64
TABLA 4.3 ESBELTEZ EN FUNCIÓN DE LA PRESIÓN DE OPERACIÓN. 64
TABLA 4.4.- ALTURAS LLL PARA DIÁMETROS DE RECIPIENTES.......... 65
TABLA 4.5.- TIEMPOS DE RETENCIÓN Y ALMACENAMIENTO DE
LÍQUIDO ........................................................................................................ 65
TABLA 4.6.- DIMENSIONES Y UBICACIÓN DE PLACAS COALESCENTES
....................................................................................................................... 67
TABLA 4.7.- PRESIÓN DE DISEÑO PARA RECIPIENTES......................... 69
TABLA 4.8.-FACTORES DE TURBULENCIA F............................................ 78
TABLA 4.9.- VELOCIDADES Y CAÍDAS DE PRESIÓN............................... 82
TABLA 4.10.- CRITERIOS PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS.. 83
TABLA 4.11 CÓDIGO PARA IDENTIFICACIÓN DE CAÑERÍAS................. 99

x
x
TABLA 4.12 CÓDIGO PARA IDENTIFICACIÓN DE EQUIPOS................. 100
TABLA 4.13 TABLA ISA DE CÓDIGOS DE INSTRUMENTOS.................. 101
TABLA 4.14 LISTADO DE EQUIPOS MECÁNICOS PARA EL NUEVO
SISTEMA DE RECEPCIÓN Y DESHIDRATACIÓN DE CRUDO CASA
BOMBA........................................................................................................ 127
TABLA 4.15 LISTADO DE LÍNEAS............................................................. 133
DISEÑO DEL SISTEMA DE CONTROL
TABLA 5.1 UNIDADES DE MEDIDA PARA INSTRUMENTACIÓN Y
CONTROL` .................................................................................................. 145
TABLA 5.2 NORMAS – ESTÁNDARES APLICABLES............................... 146
TABLA 5.4 LISTA DE INSTRUMENTOS Y SEÑALES PARA EL NUEVO
SISTEMA DE RECEPCIÓN DE CRUDO .................................................... 176
TABLA 5.5 DIAGRAMA CAUSA - EFECTO NUEVO SISTEMA DE
RECEPCIÓN DE CRUDO CASA BOMBA .................................................. 177

x
RESUMEN
El presente proyecto consiste en el estudio del proceso de separación y
deshidratación de crudo de la estación Casa Bomba de la empresa
Asociación Pacifpetrol S.A.
El proceso de recepción, deshidratación de crudo de la estación necesitaba
ser modernizado y rediseñado ya que varios sus equipos requieren salir de
operación, razón por la cual fue necesario realizar un estudio de ingeniería
para proponer y analizar tres alternativas que cumpla con la eficiencia del
proceso en estudio.
Una vez culminado el estudio de ingeniería conceptual se concluyó que la
alternativa que cumplía con los requerimientos actuales y futuros para suplir
la salida de los equipos del actual sistema es la utilización de un separador
centrífugo. Con la alternativa seleccionada bajo varios criterios técnicos y
económicos definidos en la ingeniería conceptual, se procedió a diseñar
detalladamente el nuevo proceso de recepción y deshidratación de crudo
para la estación Casa Bomba.
Para el sistema de supervisión y control fue indispensable los planos P&ID
ya que mediante la información indicada en ellos se definió la arquitectura y
lógica de control para diseñar el diagrama causa efecto que posteriormente
serviría para la programación del sistema de monitoreo mediante una
interfaz hombre máquina (HMI) diseñada en el software RTPView. Para
verificar que tanto la lógica de control como la visualización de las variables
de proceso estén acorde al diseño se configuró el simulador del procesador
2316 del PLC RTP validando así su correcto funcionamiento y dando como
resultado el cumplimiento del objetivo del presente trabajo.

xi
ABSTRACT
This project involves the study of the process of separation and dehydration
of crude Pump Station House Asociación Pacifpetrol S. A.
The process of receiving, oil dehydration station needed to be modernized
and redesigned as several teams out of operation required, why was required
an engineering study to propose and analyze three alternative that meets the
process efficiency studied.
Once completed the conceptual engineering study concluded that the
alternative that met the requirements to meet current and future output of the
equipment of the present system is the use of a centrifugal separator. With
the alternative selected under various technical and economic criteria defined
in conceptual engineering, design proceeded to detail the new reception and
dehydration process of crude Pump Station House.
For the system of supervision and control was essential planes P & ID since
by the information in them was defined architecture and control logic to
design diagram causal later serve to program the monitoring system through
a Human Machine Interface (HMI) software designed RTPView. To verify that
both the control logic and display of process variables are set according to
the design of the processor simulator RTP 2316 PLC validating correct
operation and resulting in meeting the objective of the present work.

1
1
El presente proyecto consiste en el estudio del sistema de recepción y
deshidratación de crudo de la planta de tratamiento de crudo de la empresa
Pacifpetrol S. A, dicha planta se encuentra ubicada en la provincia de Santa
Elena en la parroquia de Ancón. El tratamiento y procesamiento de crudo
inicia con la recolección de petróleo de los diferentes pozos, toda producción
diaria es llevada mediante tanqueros a la planta procesadora de crudo
también conocida como estación Casa Bomba.
La estación Casa Bomba actualmente opera bajo un proceso que no
garantiza que la separación y deshidratación de crudo sea eficiente.
Asociación Pacifpetrol S. A tiene la obligación de cumplir las disposiciones y
normativas impuestas por las diferentes entidades de control, entre las
cuales se destaca fiscalización de Refinería La Libertad. El crudo entregado
como producto final a Refinería La Libertad deberá tener un BSW (Basic
Sediment Water) máximo permisible de 0.5 – 1%, si el crudo entregado
sobrepasa dichos valores, fiscalización estará en la potestad de penalizar
económicamente al valor del barril de petróleo entregado.
El actual sistema tiene como función separar agua de crudo únicamente bajo
la acción de la gravedad, la misma que por diferencias de densidades logra
decantar sólidos y separar de emulsiones de crudo en agua en una gran
parte. Este proceso hace que los tiempos de residencia en los tanques de
deshidratación sean prolongados y el proceso en sí no sea eficiente para
garantizar que el BSW sea menor al 1%.
Además de lo anteriormente mencionado existen equipos que necesitan salir
de operación, como es el caso del tanque de almacenamiento diario, que fue
diseñado para tanque de almacenamiento de gasolina mas no de crudo;
pero por motivos operacionales opera actualmente como tanque de
almacenamiento diario de crudo. Junto con salida del tanque de
almacenamiento (Tanque K) por haber cumplido con su tiempo de vida útil
fue necesario realizar un estudio de ingeniería conceptual con el fin de

2
2
encontrar una posible alternativa de proceso logrando así modernizar el
proceso de recepción y deshidratación de crudo logrando así producir crudo
de buena calidad cumpliendo con las disposiciones de las diferentes
entidades de control.
El mantenimiento del actual sistema es manual lo cual dificulta que el
proceso sea efectivo ya que la operación tiene que pararse para poder
realizar el mantenimiento. Este particular hace que los costos por
mantenimiento y operación de la planta sean elevados con lo cual el actual
sistema no logra ser eficiente y como consecuencia de esto hace que el
consumo de recursos sea mayor.
Por los antecedentes mencionados anteriormente es necesario rediseñar el
sistema de recepción y deshidratación de crudo, así como también es
necesario analizar alternativas de mejora para garantizar que el tratamiento
de crudo en la estación sea eficiente y cumpla con las exigencias de las
diferentes entidades gubernamentales de control.
Para solucionar estos problemas se planteó el presente proyecto con los
siguientes objetivos:
Objetivo General
Diseñar el sistema de control y nuevo proceso de recepción, deshidratación
de crudo en la estación Casa Bomba de la Empresa Pacifpetrol S.A.
Objetivos específicos:
 Plantear, analizar y seleccionar una alternativa de flujo proceso (PFD)
que esté acorde a los intereses de Pacifpetrol S.A para garantizar que
la deshidratación de crudo sea eficiente.

3
3
 Realizar la ingeniería básica de la alternativa seleccionada para definir
los planos P&ID’s y los equipos mayores del sistema.
 Diseñar las pantallas gráficas HMI del nuevo proceso de recepción y
deshidratación de crudo propuesto mediante el cual se monitoreará
las variables del proceso.
 Diagnosticar el funcionamiento de la programación de las variables de
proceso estipuladas en el diseño propuesto mediante una interfaz
hombre máquina HMI.
Mediante la implementación de un nuevo sistema de recepción y
deshidratación de crudo, el funcionamiento operativo de la estación mejorará
considerablemente. El diseño del nuevo sistema agilitará los procesos que
se manejan en la estación Casa Bomba garantizando un correcto
desempeño y optimización de recursos logrando así ser eficientes y cumplir
las exigencias de las entidades de control existentes (ARCH, Fiscalización
Refinería La Libertad, SHE, etc.), así como también garantizar el
cumplimiento de las normativas técnicas necesarias para la correcta
operación del campo Gustavo Galindo Velasco teniendo así la mejora
continua para la empresa y alcanzar uno de los objetivos estratégicos de la
empresa ”Ser una empresa referente en las actividades petroleras”.
Para lograr definir cuál sistema es el más adecuado para las necesidades
actuales y futuras de la estación fue necesario realizar un estudio de
ingeniería para evaluar las posibles soluciones para conseguir que el
proceso de recepción y deshidratación de crudo sea eficiente y cumpla con
los requerimientos actuales y futuros de la estación Casa Bomba. Este
estudio contempló el rediseño del actual sistema para lo cual se analizó
todas las disciplinas en las cuales se iba a intervenir la planta existe.
Con la ingeniería desarrollada se analizó las propuestas para el nuevo
sistema, para lo cual fue necesario una evaluación técnica, dicha evaluación
constó de varios parámetros y criterios que se definieron en el presente

4
4
estudio. Con el análisis de los resultados de la evaluación se determinó que
la opción más óptima de proceso que mejor se acoplaba a las necesidades
existentes y futuras de la estación era el Separador Centrífugo. Una vez
elegida la alternativa de proceso se procedió a definir detalladamente el
funcionamiento del nuevo proceso junto con el separador centrífugo con lo
cual se desarrolló los planos P&ID1
los mismos que definieron los equipos
necesarios para el funcionamiento del nuevo sistema.
Una vez conocidos los equipos principales se dimensionaron y seleccionaron
los mismos de acuerdo a las especificaciones y necesidades de diseño
establecidas en la ingeniería, de tal manera que cumpla con los requisitos
del nuevo sistema y garantice la correcta operación del mismo.
Con el desarrollo de los planos P&ID se obtuvo el listado de señales e
instrumentos, los mismos que fueron la bases para analizar, evaluar y definir
el sistema de control con el cual se automatizaría el nuevos proceso de
recepción y deshidratación de crudo de la estación Casa Bomba.
La programación del PLC se realizó mediante el paquete utilitario NetArrays2
de RTP donde se tomó en cuenta los diagramas de lazo de los diferentes
instrumentos así como también se utilizó el diagrama causa efecto que
permitió definir el estado de los actuadores dependiendo de las lecturas
tomadas por los instrumentos.
Para la supervisión y control del operador se diseñó una interfaz gráfica
mediante la cual el operador está en capacidad de verificar y controlar el
estado de las variables de proceso. El diseño MHI para la supervisión del
operador se realizó en el paquete utilitario RTPView, el mismo que se diseñó
en base a los planos P&ID.
1
Diagramas de tubería & instrumentación por sus siglas en inglés.
2
Paquete utilitario del PLC RTP que sirve para la programación y simulación del proceso.

5
5
Mediante la fusión y configuración del simulador del procesador 2316 del
PLC RTP se logró simular y diagnosticar el comportamiento y
funcionamiento de las variables de proceso establecidas según el estudio de
la ingeniería desarrollada, de tal manera que se garantice el correcto
funcionamiento de la planta para el nuevo proceso de recepción y
deshidratación de crudo en la estación Casa Bomba.
El objetivo del estudio de ingeniería para este proyecto fue modernizar y
mejorar el actual sistema de recepción y deshidratación de crudo, razón por
la cual se tomó en cuenta todas las normas y estándares nacionales como
internacionales parra una buena práctica de ingeniería. Al aplicar los
parámetros establecidos en las diferentes normativas para cada disciplina ya
sea mecánica, eléctrica e instrumentación y control se garantiza que el
desarrollo del presente estudio cumpla con todos los requerimientos actuales
y futuros de estación.
El proyecto es factible técnicamente ya que cumple con todos los
requerimientos actuales y futuros para la estación, el mismo que fue
desarrollado en base a diferentes normativas tales como: API, ASME, ANSI,
ISA, IEEE, IEC, NEMA, NFPA., garantizando aún más el desempeño y
funcionamiento del nuevo proceso de recepción y deshidratación de crudo
en la estación Casa Bomba.
Como resultado del presente estudio se resume en la Tabla 1.1 el costo que
tendría implementar el nuevo sistema de recepción y deshidratación de
crudo para la estación Casa Bomba.

6
6
DESCRPCIÓN UNIDAD CANTIDAD PRECIO PRECIO TOTAL
DESARROLLO DE INGENIERÍA UNI 1 93 287.75$                     93 287.75$
TANQUE SEPARADOR BIFASICO (500) BBLS UNI 1 200 000.00$                  200 000.00$
SEPARADOR CENTRIFUJO 14 M3/h UNI 1 350 000.00$                  350 000.00$
TANQUE SURGENCIA 300 BBLS UNI 1 45 000.00$                     45 000.00$
FILTROS PRINCIPALES UNI 2 40 000.00$                     80 000.00$
BOMBAS GL 1 30 000.00$                     30 000.00$
INSTRUMENTACIÓN GL 1 120 000.00$                  120 000.00$
MATERIALES ELECTRICOS GL 1 55 000.00$                     55 000.00$
MATERIALES MECANICOS GL 1 50 000.00$                     50 000.00$
OBRAS DE MONTAJE (MECANICO, CIVIL,ELECTRICO,
INSTRUMENTACIÓN&CONTROL
GL 1 200 000.00$                  200 000.00$
SHELTERS, CAMINERAS, PASARELAS, ESCALERAS GL 1 60 000.00$                     60 000.00$
CONSTRUCCIÓN FACILIDADES TEMPORALES GL 1 20 000.00$                     20 000.00$
IMPREVISTOS GL 1 10% 130 328.78$
TOTAL 1 433 616.53$
551 937.50$
788 391.28$
PRESUPUESTO DISPONIBLE
PRESUPUESTO FALTANTE
PRESUPUESTO REFERENCIAL
FACILIDADES SISTEMA DE RECEPCIÓN DE CRUDO CASA BOMBA 2012
Tabla 1.1 Costo de la Inversión del proyecto
Como se puede observar el costo del proyecto es de $ 1 433 616.53 y el
presupuesto disponible es de $ 551 937.50 por lo que existe un presupuesto
faltante de $ 788 391.28. Actualmente Asociación Pacifpetrol S.A mantiene
una inversión comprometida con el Estado de $ 551 937.50 para el proyecto
en mención. Los costos de inversión del proyecto son superiores a los que
se indica en el contrato, razón por la cual el estudio realizado únicamente
quedó como ingeniería ya que con el actual contrato de Asociación
Pacifpetrol S.A y el Estado Ecuatoriano es hasta el año 2016 y la inversión
realizada no se podría recuperar en este lapso de tiempo. El dinero
comprometido para este proyecto dependerá de las renegociaciones del
contrato en el mes de diciembre del 2012

7
El objetivo del presente capítulo es dar a conocer los principios de
funcionamiento tanto de separación y deshidratación de crudo del actual
sistema en la estación Casa Bomba, para lograrlo, el proceso general será
esquematizado en diagramas de bloque para su fácil comprensión. Una vez
descrito el actual proceso, se procederá con el análisis de subprocesos con
el fin de determinar aquellos que puedan mejorarse para optimizar el
proceso general.
2.1 DESHIDRATACIÓN DE CRUDO
El proceso de deshidratación tiene lugar bajo las siguientes consideraciones:
2.1.1 SEPARACIÓN AGUA – PETRÓLEO
En el seno de la emulsión, las gotas de agua están sometidas a tres fuerzas
que se presentan en la Figura 2.1: Fuerza de gravedad (Fg), ascensional
(Fa) y de fricción Fw); el resultado neto de la aplicación de estas tres fuerzas
es la velocidad de asentamiento ( gV ) del agua, las gotas precipitan y no
ascienden o flotan en virtud de que su densidad es mayor que la del petróleo
y es inmiscible en el hidrocarburo.
Fg
FwFa
Fase agua
Fase petróleo
Dp
Vg
Figura 2.1 Separación de agua - petróleo

8
Es posible calcular la velocidad de sedimentación o de separación agua –
petróleo mediante la Ley de Stockes, que en su forma general se describe
matemáticamente de la siguiente manera:
 


18
2
owp
g
Dg
V


Donde:
gV = Velocidad de asentamiento, cm/s
g = aceleración de la gravedad, cm/s2
pD = Diámetro de la partícula, cm
o = Densidad de la fase hidrocarburo, g/cm3
w = Densidad del agua, g/cm3
 = Viscosidad de la fase hidrocarburo, Poise
2.2 FUNDAMENTOS DE SEPARACIÓN DE MEZCLAS GAS
LÍQUIDO
Existen varios factores que afectan directamente la eficiencia de los
separadores, para lo cual es necesario conocer los siguientes aspectos:
2.2.1 SEPARACIÓN POR FUERZA CENTRÍFUGA
La fuerza centrífuga que se induce a las partículas de líquido suspendidas
en una corriente de gas, puede ser varios cientos de veces mayor que la
fuerza de gravedad que actúa sobre las mismas partículas. Este principio
mecánico de separación se emplea en un separador, tanto en la sección de
separación primaria como en algunos tipos de extractor de niebla, por
ejemplo en el extractor tipo ciclónico.

9
2.2.2 SEPARACIÓN POR CHOQUE
Este mecanismo de separación es tal vez el que más se emplea en la
eliminación de las partículas pequeñas de líquido suspendidas en una
corriente de gas. Las partículas de líquido que viajan en el flujo de gas,
chocan con obstrucciones donde quedan adheridas. La separación por
choque se emplea principalmente en los extractores de niebla tipo veleta y
en los de malla de alambre entretejido.
2.2.3 CAMBIO DE CANTIDAD DE MOVIMIENTO O MOMÉNTUM
Mediante el principio que fluidos con distintas densidades tienen diferente
cantidad de movimiento; al producirse un cambio brusco de dirección del
fluido, se produce un elevado moméntum generado por las distintas fases lo
que origina que las partículas más livianas se muevan con mayor velocidad
que las pesadas; dividiendo las fases de crudo y agua.
2.2.4 SEDIMENTACIÓN
En la sedimentación se aplica la diferencia de densidades, el agua al tener
una mayor densidad que la del crudo va a asentarse logrando una
separación de fluidos. El agua va a asentarse y el crudo se ubicará en la
parte superior.
2.2.5 COALESCENCIA
Las gotas muy pequeñas no pueden separarse por gravedad, por lo que la
tendencia a unirse (principio de coalescencia) permite incrementar su
tamaño logrando separarlas de otros elementos.

10
2.2.6 ABSORCIÓN
A través de un líquido se permite la remoción del vapor de agua en la
corriente de gas natural. Generalmente se utilizan glicoles y metano para
este propósito.
2.2.7 ADSORCIÓN
Este proceso de separación se basa en la retención de gas que puede tener
un sólido poroso tras entrar en contacto con éste.
2.2.8 TANQUES DE PRODUCCIÓN
Los tanques de producción (Figura 2.2) permiten almacenamiento y
deshidratación del petróleo de la estación. En el tanque de lavado es en
donde se añaden químicos para romper la emulsión agua-crudo y el tanque
de surgencia contiene crudo limpio listo para la entrega.
Figura 2.2 Tanques de Producción
Son líneas en las que se contabiliza el petróleo que se va a despachar, la
contabilización se realiza mediante sensores de flujo, temperatura y presión

11
para que se pueda hacer una correcta fiscalización y garantizar que el pago
sea acorde con el petróleo entregado.
2.3 EQUIPOS PARA SEPARAR FLUIDOS EN LA INDUSTRIA
PETROLERA
Entre los equipos con mayor frecuencia utilizados en la industria petrolera se
tienen los siguientes:
2.3.1 SEPARADORES
Equipos utilizados para separar corrientes de aceite, gas y agua que
provienen directamente de los pozos. Las relaciones gas-aceite de estas
corrientes disminuyen o aumentan en ocasiones, debido al “surgimiento” o
desbordamiento de líquido que repentinamente se presentan, siendo estas
más frecuentes cuando la extracción es mediante métodos artificiales. Los
componentes de un separador son los siguientes:
 Sección de separación primaria.- En esta sección se elimina el
volumen global del líquido (agua) del flujo de entrada. Para reducir la
turbulencia del gas es necesario eliminar en el menor tiempo posible
las gotas más grandes de líquido (agua) del flujo de gas.
 Sección de separación secundaria.- Elimina gotas más pequeñas, con
lo cual se disminuye la velocidad del gas, asentándose por gravedad
el fluido en proceso. Dependiendo de las propiedades propias del gas
y líquido, el tamaño de gotas y el grado de turbulencia del gas la
eficiencia de esta separación aumentará o disminuirá.
 Sección de extracción de vapor.- Sigue la eliminación de gotas de
líquido que aún no se han separado en las secciones anteriores, para
lograrlo se acumulan pequeñas gotitas en una superficie de donde se
escurren de la corriente del gas.

12
En la Figura 2.3 se puede observar un separador de crudo tipo horizontal.
Figura 2.3 Separador de producción
2.3.2 SEPARADORES DE GAS
Conocidos también como “botas” son un conjunto de cilindros verticales en
los cuales el gas al ser más liviano que el crudo es extraído de la parte
superior de los equipos. Internamente cuentan con filtros coalescentes para
la deshidratación del gas.
2.3.3 SEPARADORES A BAJA TEMPERATURA
Estos dispositivos se utilizan para la separación de gas y condensados, a
baja temperatura, mediante una expansión. Están diseñados para manejar y
fundir los hidratos qué se pueden formar al disminuir la temperatura del flujo.
2.3.4 ELIMINADORES
Estos dispositivos se utilizan para eliminar los líquidos (hidrocarburos y
agua) de una corriente de gas a alta presión. Se utilizan generalmente en los
sistemas de separación a baja temperatura. Algunos eliminadores sólo
separan el agua de la corriente de gas.

13
2.3.5 DEPURADORES
Son dispositivos que se utilizan para manejar corrientes con muy altas
relaciones gas-líquido. Se aplican también para separar gotas muy
pequeñas de líquido suspendidas en corrientes de gas, ya que estas no son
eliminadas generalmente por un separador ordinario. Dentro de este tipo
específico de separadores están los depuradores de polvo y los filtros, que
eliminan además de las gotas pequeñas de líquido, el polvo arrastrado en la
corriente de gas.
2.4 LOCALIZACIÓN GEOGRÁFICA DE LA ESTACIÓN CASA
BOMBA
El campo Ancón (Figura 2.4) inició sus operaciones en 1911 con la
perforación del llamado ANC-1 cerca de la población de Anconcito de la
provincia Santa Elena. Posteriormente el control de este campo pasó a
manos de CEPE hoy reemplazada por Petroecuador. Actualmente el campo
es operado por Pacifpetrol. La roca madre del campo Ancón es parte de la
formación Atlanta de la edad del Paleoceno y constituye el principal
reservorio de este campo.
Figura 2.4 Localización Estación Casa Bomba
Estación
Casa Bomba

14
2.5 COMPONENTES DE LA ESTACIÓN CASA BOMBA
En la estación de producción Casa Bomba, el petróleo proveniente de los
diversos pozos pasa a través de los diversos componentes de la estación
tales como: Sistema de filtros, tanques de separación, tanques de
almacenamiento. (Figura 2.5.)
Figura 2.5 Componentes Estación Casa Bomba
2.6 CONDICIONES AMBIENTALES
En la Tabla 2.1 se muestra las condiciones ambientales de la Estación Casa
Bomba.
CONDICIÓN AMBIENTAL UNIDAD VALOR
Presión Atmosférica
Elevación Promedio (SNM) m 39.7
Presión Atmosférica kPa (abs) 100
Temperatura del Sitio
Promedio durante verano ºC 21,2

15
Promedio durante invierno ºC 16,0
Máxima Registrada ºC 33,0
Mínima Registrada ºC 15,0
Lluvia / Precipitación
Pluviosidad mm/año 200
Máximo de precipitaciones 24 horas mm 37,5
Humedad Relativa % 84 - 88
Máxima Humedad Registrada % 100
Velocidad del Viento
Dirección de viento prevalente Noreste-Suroeste
Velocidad de viento (diseño) Km/hr 36
Tabla 2.1 Condiciones Ambientales Casa Bomba.3
2.7 PRODUCCIÓN ESTIMADA
La producción máxima, mínima y media obtenida de los datos de producción
de fluido, petróleo y agua son datos proporcionados por el departamento de
Operaciones de Pacifpetrol S.A. los mismos se resumen en la tabla 2.2.
FLUIDO DE
PROCESO
PRODUCCIÓN PROMEDIO
ACTUAL
SOLIDOS
% Vol.
Fluido (BFPD) 1695 4.81
Petróleo (BOPD) 1337
Agua (BWPD) 358
Tabla 2.2.- Producción estimada – Sólidos en el fluido.4
3
La información en la tabla fue proporcionada por el departamento de SSA & RS de
Pacifpetrol S.A.
4
Información proporcionada por el departamento de Operaciones de Pacifpetrol S.A.

16
2.8 DESCRIPCIÓN ACTUAL DEL SISTEMA DE RECEPCIÓN,
DESHIDRATACIÓN Y ALMACENAMIENTO DE CRUDO
Para el estudio del actual sistema de recepción de crudo se analizará los
diferentes subprocesos que tiene el sistema, los mismos que se
esquematizarán mediante diagramas de bloques para su fácil comprensión.
Los subprocesos son los siguientes:
2.8.1 SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL EN EL BLOQUE
ANCON5
En el Bloque Ancón, se extrae el fluido mediante cinco sistemas de levantamiento
artificial, siendo tres los más representativos y dos están en etapa de desarrollo
como plan piloto.
Bombeo Mecánico
El bombeo mecánico es el levantamiento artificial más importante en el
Bloque y ha estado presente desde sus inicios; representa
aproximadamente el 50% de la producción actual. Es uno de los métodos de
producción más utilizados en todo el mundo (80-90%), su principal
característica es la de utilizar una unidad de bombeo para transmitir
movimiento a la bomba de subsuelo a través de una sarta de cabillas y
mediante la energía suministrada por un motor.
Un equipo de bombeo mecánico (Figura 2.6.) produce un movimiento de
arriba hacia abajo (continuo) que impulsa una bomba sumergible en una
perforación. Las bombas sumergibles bombean el petróleo de manera
parecida a una bomba que bombea aire a un neumático. Un motor,
usualmente eléctrico, gira un par de manivelas que, por su acción, suben y
bajan un extremo de un eje de metal. El otro extremo del eje, que a menudo
5
Información proporcionada por el departamento de Operaciones de Pacifpetrol S.A.

17
tiene una punta curva, está unido a una barra de metal que se mueve hacia
arriba y hacia abajo. La barra, que puede tener una longitud de cientos de
metros, está unida a una bomba de profundidad en un pozo de petróleo. La
repetición continua del movimiento ascendente y descendente mantiene el
flujo hacia la superficie. Su configuración básica incluye un equipo de
superficie y un equipo de subsuelo.
Figura 2.6 Equipo de Bombeo Mecánico
 Equipo de Subsuelo
El equipo de subsuelo es el que constituye la parte fundamental de todo el
sistema de bombeo, dentro de los cuales tenemos los siguientes:
a) Tubería de Producción
La tubería de producción tiene por objeto conducir el fluido que se está
bombeando desde el fondo del pozo hasta la superficie. En cuanto a la
resistencia, generalmente la tubería de producción es menos crítica debido a
que las presiones del pozo se han reducido considerablemente para el
momento en que el pozo es condicionado para bombear.
b) Cabillas o Varillas de Succión
La sarta de cabillas es el enlace entre la unidad de bombeo instalada en
superficie y la bomba de subsuelo. Las principales funciones de las mismas

18
en el sistema de bombeo mecánico son: transferir energía, soportar las
cargas y accionar la bomba de subsuelo.
 Equipos de Superficie
La unidad de superficie de un equipo de bombeo mecánico tiene por objeto
transmitir la energía desde la superficie hasta la profundidad de
asentamiento de la bomba de subsuelo con la finalidad de elevar los fluidos
desde el fondo hasta la superficie. Estas unidades pueden ser de tipo
balancín o hidráulicas. Los equipos que forman los equipos de superficie se
explican a continuación:
Unidad de Bombeo (Balancín Figura 2.7). Es una máquina integrada, cuyo
objetivo es de convertir el movimiento angular del eje de un motor o
reciproco vertical, a una velocidad apropiada con la finalidad de accionar la
sarta de cabillas y la bomba de subsuelo.
Figura 2.7 Esquema General Bombeo Mecánico

19
Swab
Es una técnica tipo pistón (Figura 2.8), que consiste en agitar, aligerar
mediante una varilla con cable, para que el fluido pueda subir se utilizan
unas copas que hacen de sello en la tubería y así se logra extraer o levantar
una columna de fluido (petróleo, agua o petróleo y agua), a través de la sarta
de producción desde una profundidad determinada hasta superficie,
utilizando para esta operación un cable de acero enrollado a un tambor
ubicado en un equipo de servicio de pozos.
Figura 2.8 Equipo SWAB
En la actualidad esta técnica se considera como una alternativa de
extracción de petróleo. La herramienta utilizada para este sistema es una
válvula de retención, la cual es componente de una bomba mecánica de
subsuelo, muy útil en ‘’operaciones de tubing swab’’, para extraer en forma
rápida el volumen de fluido, realizando jaladas o carreras sucesivas y hasta
obtener una columna de fluido adecuada para realizar el ascenso.
Herramienta Local – HL o Cuchara
En el año 2001 se implementó este sistema, el mismo que fue desarrollado
por la creatividad del personal de Pacifpetrol para pozos con muy bajas

20
producciones, 0.25 barriles por intervención. Este sistema ha evolucionado,
desde la operación con un trípode, juego de poleas, tubo y tapón en la parte
inferior, sujetado con un cable de 4,8 mm y accionado por un motor hasta
superficie. Ver Figura 2.9.
Figura 2.9 Equipo de Herramienta Local
Actualmente el equipo está montado sobre una unidad de capacidad de 7
toneladas, con un tanque incorporado, que transporta el volumen
recuperado hasta las estaciones de recepción.
Este sistema es utilizado en pozos a hueco abierto, es decir sin
revestimiento, el proceso en si consiste en bajar una herramienta
denominada cuchara (Figura 2.10).
Las dimensiones dependen del diámetro del hueco (las más usadas son las
de 6 y 3 pulgadas) esta posee en la punta una válvula check que al topar
fondo se abre y el fluido entra en la cámara de la cuchara, una vez llena se
procede a subir la herramienta, la válvula se cierra automáticamente
evitando así que el fluido retorne al hueco en la subida, este proceso se
repite en varias ocasiones a fin de recobrar la mayor cantidad de petróleo
posible.

21
Figura 2.10 Equipo Chuchara
Gas Lift
En este sistema se utiliza gas a alta presión para poder aligerar la columna
de fluido y de este modo permitirlo llegar hasta la superficie.
En el pasado el gas lift fue un sistema importante de extracción en el Bloque
para lo cual se instalaron compresores en las diferentes secciones que
permitían alcanzar las presiones de inyección necesarias. Ver Figura 2.11.
Figura 2.11 Equipo Gas Lift

22
Plunger Lift
Es un sistema de levantamiento artificial que en su versión autónoma
aprovecha la energía del yacimiento para su funcionamiento y en su versión
asistida utiliza una fuente de energía exterior, ya sea gas a presión inyectado
por el anular o gas inyectado por una tubería paralela directamente en la
tubería de producción en fondo. Ver Figura 2.12.
En 1996 se implementó por primera vez un plan piloto de 15 pozos de
plunger lift en el Bloque, pero con el pasar de los años lamentablemente no
se hizo el seguimiento y mantenimiento del sistema y posteriormente se lo
descartó. En el año 2011 se diseña e implementa el sistema para tres pozos
de Bombeo Mecánico y 1 pozo de Swab.
Al momento tres de los cuatro pozos continúan operando con resultados
satisfactorios; uno es la versión autónoma y los otros con una variación de
la versión asistida con completación dual, es decir, que además de tener la
tubería de producción de 2.375”, tienen paralela una tubería de 1”, mediante
la cual se realiza la inyección de gas. La inyección se hace en uno de los
pozos con gas comprimido proveído por el compresor de GNV y en el otro
pozo con el equipo móvil de flushing del Bloque que dispone de cilindros
recargables.
Figura 2.12 Equipo Plinger Lift Autónomo

23
Figura 2.13 Equipo Plunger Lift Ancón
2.8.2 TRATAMIENTO DE CRUDO
El tratamiento de crudo consta de varias etapas, el conjunto de dichas
etapas tiene como objetivo obtener un crudo con BSW igual o menor al
0.5%. Dichas etapas son las siguientes:
Deshidratación Primaria
Una vez los tanqueros recogen la producción de los diferentes pozos, deben
reposar un periodo corto de 5 a 10 minutos para proceder con la liberación
de agua y sólidos mayores desde la toma del tanquero a la piscina API. Este
tiempo de espera hace que agua vaya a la parte inferior del tanquero y el
crudo este por encima del agua por diferencia de densidades. Cuando se
verifica visualmente que la mayoría del agua se depositó en las piscinas API
se puede iniciar la descarga de crudo, para lo cual se conecta el tanquero a
la línea de ingreso.
Separación
La corriente de crudo y agua remanente pasa a través de filtros strainer en
donde los sólidos mayores son retenidos. El funcionamiento de estos filtros

24
en paralelo es alternado, uno de estos funciona en el día y el otro en la tarde
de manera que se tiene como back-up en caso de taponamiento de estos
filtros. Debido a la acumulación de impurezas en el crudo es necesario
realizar la limpieza de estos filtros una vez al día, esta limpieza se la realiza
manualmente. En la Figura 2.14 puede observar los filtros.
Figura 2.14 Tren de Filtros Coalescentes
Deshidratación Secundaria
El fluido compuesto por una mezcla de crudo y agua ingresa a los tanques
de almacenamiento diario (Tanques Horizontales TK-36 y TK-37) donde se
da lugar la separación por sedimentación del agua libre. Además de la
separación por sedimentación se inyecta químicos demulsificantes para
obtener una separación más óptima en el proceso. Ver Figura 2.15.
El agua libre de esta etapa es bombeada hacia las piscinas API donde se
inicia el proceso de manejo de agua. El crudo líquido en esta etapa debería
garantizar un BSW del 0.1 – 0.5%. Una vez que se da la separación por
sedimentación se procede con la transferencia mediante una bomba de
transferencia a los tanques H y N de almacenamiento.

25
Figura 2.15 Tanques de Almacenamiento Diario
Almacenamiento
Para el almacenamiento se utiliza el tanque N (Figura 2.16) como tanque de
reposo y el tanque H (Figura 2.17) como almacenamiento. Este
almacenamiento es la acumulación de producción de 2 o 3 días, una vez se
tiene acumulado el petróleo se transfiere a la Refinería La Libertad a la
unidad LACT para su posterior refinamiento.
Figura 2.16 Tanque de Reposo: TK-N

26
Figura 2.17 Tanque de Almacenamiento: TK-H
2.8.3 MANEJO DE AGUA
Piscinas API
La corriente de agua desalojada en la primera etapa (deshidratación
primaria) y el agua separada en los tanques de almacenamiento diario son
enviadas hacia las piscinas API (Figura 2.18), en donde se produce la
separación de crudo remanente.
Figura 2.18 Piscinas API

27
Reinyección
El agua resultante de los procesos anteriormente mencionados, es enviada a
las piscinas API donde es bombeada a través de una bomba a los pozos
reinyectores o disposal.
2.8.4 MANEJO DE SÓLIDOS
Recolección de Sólidos
Los sólidos retenidos en los filtros son recolectados manualmente para
enviarlos a un posterior tratamiento.
Disposición Final
Todos los sólidos acumulados manejos mediante el tratamiento
Landfarming6
.
2.9 DIAGRAMA DE BLOQUES DEL ACTUAL SISTEMA DE
RECEPCIÓN, DESHIDRATACIÓN Y ALMACENAMIENTO DE
CRUDO
En la Figura 2.19 se muestra el proceso anteriormente mencionado de
manera esquematizada mediante un diagrama de bloques, el diagrama se
encuentra separado por etapas y cada etapa consta de subprocesos
descritos anteriormente, el conjunto de éstos forman el actual proceso de
recepción, deshidratación de crudo en la estación Casa Bomba.
6
Es una técnica de biorecuperación que consiste en provocar la oxidación biológica de los
hidrocarburos contenidos en el suelo.

28
Figura 2.19.- Diagrama de Bloques Actual

29
2.10 RELACIÓN DE RECEPCIÓN DE CRUDO
Para determinar los caudales de entrega en función de la llegada de los
tanqueros con crudo a la estación Casa Bomba, se ha procedido a tomar
datos estadísticos de varios días, los mismos que relacionarán el volumen
recibido con las horas de entrega. En la Figura 2.20 se muestra la relación
entre el volumen de crudo recibido respecto a la frecuencia de entrega.
Se observa claramente que entre las 0:00h y las 3:00h se tiene volúmenes
cercanos a los 55 Bbls entregados por cada tanquero, que podrían ser
definidos como un volumen medio de entrega. Entre las 4:00h y 10:30h
aproximadamente se observa que el volumen entregado disminuye casi a un
valor de 5Bbls el cuál sería tomado como un volumen mínimo de entrega. A
partir de las 12:30h el volumen de entrega se incrementa hasta un valor
cercano a los 55 – 60Bbls, recuperando así el volumen medio del día. Entre
las 12:00h y las 20:00h se observan volúmenes altos de entrega, cercanos a
los 130bbl pero de forma esporádica, en base a estos valores se considerará
un volumen máximo de entrega por parte de los tanqueros
.
RELACIÓN DE RECEPCIONES
0
20
40
60
80
100
120
140
0:00
2:00
4:00
6:00
8:00
10:00
12:00
14:00
16:00
18:00
20:00
22:00
0:00
Hora
Volumen
10 de Abril del 2011
04 de Mayo del 2011
05 de Mayo del 2011
11 de Mayo del 2011
12 de Mayo del 2011
16 de Mayo del 2011
17 de Mayo del 2011
24 de Mayo del 2011
25 de Mayo del 2011
27 de Mayo del 2011
28 de Mayo del 2011
31 de Mayo del 2011
1 de Junio del 2011
02 de Junio del 2011
Proyectada
Vol Max
Figura 2.20.- Relación de Recepciones de Crudo

30
El presente capítulo muestra el desarrollo de la ingeniería conceptual para el
nuevo sistema de recepción y deshidratación de crudo en la estación Casa
Bomba de Pacifpetrol S.A para lo cual se analizará nuevas tecnologías y
alternativas de los posibles sistemas en base a los requerimientos actuales y
futuros de la estación.
3.1 CONSIDERACIONES GENERALES
3.1.1 RECEPCIÓN DE CRUDO
El crudo que se extraiga de las diferentes formaciones productoras del
Bloque Ancón se a realizar una eliminación primaria de agua libre y sólidos
que han recolectará y transportará mediante tanqueros hacia el nuevo
sistema de recepción de crudo Casa Bomba. Una vez ahí, directamente
desde el tanquero se procederá precipitado por gravedad en el fondo del
recipiente, hacia los separadores API, en donde se logrará separar el aceite
residual contenido en esta corriente de agua de formación.
Concluido el proceso anterior de evacuación de agua libre y sólidos, se
conecta la descarga del tanquero a la línea de ingreso de crudo del sistema
de recepción Casa Bomba, el fluido desde el tanquero es bombeado, sea
por la bomba del propio tanquero o por intermedio de bombas neumáticas a
través de una serie de 3 filtros de malla de diferente tamaño, 5 mm; 3 mm y
2.5 mm subsecuentemente. En los cuales se retiene un gran porcentaje de
sedimentos y basura mayores a 2.5 mm.
Las capacidades consideradas en el diseño de los procesos que serán las
siguientes:
 Para la fase crudo: 1,537 barriles por día, correspondientes a un 15%
adicional al volumen promedio de petróleo producido de acuerdo con
la Tabla 2.2 (Producción estimada de crudo).

31
 Para la fase agua: 400 barriles por día, que corresponde a un 11%
adicional al promedio de agua producida de acuerdo con la Tabla 2.2
(Producción estimada de crudo).
3.2 ALTERNATIVAS ESTUDIADAS
A continuación se realiza una descripción conceptual de las tecnologías que
van a ser analizadas para conseguir el objetivo de separación de sólidos,
deshidratar el crudo y separar el aceite residual del agua de reinyección.
3.2.1 CELDA DE FLUJO CRUZADO – TANQUE DE LAVADO
 Separador de placas coalescente para sólidos, agua y crudo
La función del equipo de celda de flujo cruzado (Figura 3.1) es retener en las
placas coalescentes los sólidos contenidos en la corriente de producción de
modo que puedan ser removidos del equipo. La diferencia de gravedades
específicas hace que el hidrocarburo y el agua flote hasta la superficie del
separador (Figura 3.2), mientras que los sólidos decantan, y por la una
salida ubicada en la parte inferior que drena los sólidos hacia la piscina o
separador API. El contenido de sólidos a la salida del separador puede
alcanzar hasta 15 ppm.
Figura 3.1 Esquema de la celda de flujo cruzado

32
Estas placas son sensibles a variaciones en las condiciones de flujo y
propician condiciones de flujo laminar a través del paquete aumentando
drásticamente la separación de sólidos sin que las afecte el viento y la
facilidad en la eliminación de lodos. Además se logra una distribución de
flujo eficiente, disminuyendo drásticamente la distancia que el crudo debe
recorrer durante este proceso.
El equipo puede disponer de un sistema sand jet de limpieza autónomo que
mediante agua permite desprender los sólidos que pudieran estar
fuertemente adheridos a las placas. En este caso, no se requiere energía
para la operación, trabaja en forma gravitacional, con un tiempo de retención
menor a 10 minutos y no opera con partes móviles.
Conceptualmente se ha definido tres celdas que pueden trabajar en serie o
paralelo, con el objeto de tener flexibilidad operativa y realizar los
mantenimientos adecuados del equipo y sistema, además de asegurar que
la concentración de sólidos sea la mínima en el fluido.
En el separador de placas la parte más importante es el paquete de placas
corrugadas montadas paralelamente entre sí, a una distancia conveniente de
separación, el paquete de placas es instalado a un ángulo de entre 45 y 65
grados respecto a la horizontal.
Cuando el agua, crudo y sólidos pasa entre las placas, las gotas y sólidos de
aceite flotan, se pegan a las placas y forman coágulos más grandes y son
arrastradas al fondo del recipiente, mientras el agua y crudo suben a la parte
superior del paquete, finalmente la corriente de petróleo y agua llega a la
superficie para ser evacuada mediante bombas hacia el sistema de
deshidratación.

33
Figura 3.2 Conglutinador7
de placa
El sistema antes descrito sea rectangular o tanque cilíndrico, además de
cumplir la función de separación de sólidos mayores a 4000 micras, cumplen
la función de tanque de amortiguamiento para recibir la producción desde los
tanqueros y poder a través de bombas, suministrar un flujo constante al
siguiente proceso. De los tres escenarios conceptuales, justamente el
siguiente proceso es el que los distingue debido a que son tecnologías
diferentes de separación de agua y el remanente de sólidos en suspensión.
 Tanque de lavado
La deshidratación final del crudo proveniente del sistema de separación de
sólidos (Celda de Flujo Cruzado) se realiza en el tanque de lavado, este
proceso se debe desarrollar conjuntamente con un adecuado sistema de
tratamiento químico que resulta fundamental para desestabilizar la emulsión
proveniente de los pozos.
Para el proceso de separación del agua contenida en la emulsión, se debe
considerar los siguientes lineamientos:
7
Acumular, conglomerar por medio de una sustancia viscosa.

34
 Criterios de velocidad de decantación (Ley de Stokes) y velocidad
de ascensión. La primera debe ser mayor a la segunda, para que
exista separación de las gotas
 Tamaños de gotas de agua superiores a 1.000 micras ya no
forman emulsión y se encuentran como agua libre.
 Tamaños de gotas de agua de 1.000 micras forman emulsiones
con un contenido de agua del 33%.
 Tamaños de gotas de agua menores a 400 micras en una
emulsión corresponde a un contenido de agua menor al 1%.
 Tiempo de residencia que tendrá el fluido en el tanque de lavado.
 Nivel de agua operativo en el tanque de lavado (“colchón de
agua”), que resulta fundamental para desestabilizar la emulsión.
3.2.2 SEPARADOR CENTRÍFUGO
Para su funcionamiento se requiere utilizar un motor eléctrico para producir
una fuerza centrífuga de 10,000 g con lo cual se logra separar las
micropartículas de sólidos suspendidos en la corriente de producción de
crudo.
El equipo indicado en la Figura 3.3 funcionará con crudos con un rango de
densidad hasta 38 °API. El equipo de centrifugación podrá trabajar con
variaciones de BSW en un rango de hasta 50%, considerando el crudo de
diseño, más un margen de seguridad, sin que este rango de variación afecte
el desempeño del equipo.
El decantador centrífugo incluye un control de nivel de interface para
optimizar la separación y eliminación de los sólidos suspendidos. La
centrífuga posee partes internas con aleaciones de níquel-cromo recubiertas
con carburo de tungsteno para evitar la corrosión y la erosión por sólidos.

35
Figura 3.3 Esquema Equipo Centrífugo
3.2.3 SEPARADOR CICLÓNICO
El crudo ingresa a alta velocidad en la parte superior cilíndrica y se mueve
en una espiral ciclónica descendente, produciéndose una gran aceleración y
una fuerza centrífuga que expulsa los sólidos hacia las paredes del
recipiente (Figura 3.4). El equipo compacto opera bajo un amplio rango de
variaciones de flujo, protegiendo tuberías y equipos contra la erosión por
arena y eliminando los sólidos antes de que precipiten causando problemas
de taponamiento.
Este equipo opera bajo presión utilizando materiales como acero inoxidable,
uretano y cerámica. El flujo dentro del equipo depende de la diferencia de
presión entre la entrada y salida, para una operación eficiente la proporción
de las presiones debe ser mantenida arriba del valor mínimo que el
fabricante recomienda
Los factores clave que aumentan la eficiencia de separación de los sólidos
son los siguientes:

36
 Tamaño de los sólidos
 Velocidad de flujo
 Densidad
 Viscosidad
 Concentración de sólidos
 Geometría del Hidrociclón
Figura 3.4 Esquema del Separador Ciclónico
3.3 ALMACENAMIENTO DE PETRÓLEO
El petróleo que se encuentra bajo las especificaciones establecidas en las
Bases y Criterios de Diseño será descargado hacia los tanques de
almacenamiento H y N.
Los criterios generales para la operación de los tanques de almacenamiento
se fundamentarán principalmente en las siguientes consideraciones:
 Nivel mínimo operativo para proporcionar cabeza neta positiva de
succión a las bombas de transferencia.

37
 Todos los tanques tendrán una válvula de alivio de presión rompe
vacío. Adicionalmente, se deberá colocar un arresta-llamas integrado
a la válvula de alivio de presión rompe vacío, y una válvula de venteo
de emergencia.
 En tanques menores a 1,000 barriles de capacidad se tomará en
consideración los lineamientos y recomendaciones de la norma de
API 12F.
 Se aplicará aislamiento para calor o para frío, en las tuberías en las
cuales sea necesario por requerimiento energético del proceso.
 Se construirá un tanque de 300 BBLS de capacidad como mínimo
para realizar la transferencia del crudo a los tanques H y N en forma
continua si se fija un flujo mínimo o tipo batch8
de entre cuatro o cinco
veces al día.
3.4 SERVICIOS AUXILIARES
3.4.1 INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL
La planta de tratamiento con la tecnología seleccionada, tendrá los
principales parámetros operativos, los mismos que serán controlados desde
la estación de Casa Bomba. Las principales variables a monitorear son:
 Presiones de Operación
 Flujos.
 Niveles de tanques.
 Apertura de válvulas.
 BS&W de entrada y salida de crudo.
 Señales y acciones de seguridad que se definan en el análisis de
riesgos con elementos o instrumentos independientes de seguridad
que las señales de proceso.
8
Flujos discontinuos que varían su caudal en el tiempo.

38
3.4.2 AIRE DE INSTRUMENTOS Y DE PLANTA
Se dispondrá de un sistema de aire comprimido operando con una presión
de 120 psi, el cuál será filtrado y secado para utilizarse como aire de
instrumentos. La cantidad de aire requerido para el proceso estará en
relación directa con la instrumentación en el sistema de recepción de crudo.
3.4.3 INYECCIÓN DE QUÍMICOS
Para la inyección de químicos como soporte en la deshidratación,
tratamiento de agua y control de la corrosión es necesario los siguientes
suministros:
 Demulsificante
 Biocida
3.4.4 AISLAMIENTO
Se aplicará aislamiento para protección del personal que opere equipos cuya
temperatura en la superficie sea mayor de 150 ºF y estén confinados dentro
de áreas de trabajos normales o situados donde el personal podría
inadvertidamente tener contacto.
3.5 DIAGRAMA DE BLOQUES PROPUESTO PARA EL
SISTEMA DE RECEPCIÓN DE CRUDO
El diagrama bloques propuesto para mejorar y simplificar el proceso de
recepción de crudo se muestra en la Figura 3.5 En el inicio del proceso se
tiene la recepción del fluido desde los tanqueros, una vez realizado esto se
tienen las siguientes etapas:

39
Figura 3.5 Diagrama de Bloques Propuesto

40
3.5.1 SEPARACIÓN DE SÓLIDOS
El fluido pasa a la primera etapa de separación de sólidos, con el objetivo de
optimizar el proceso de separación de líquido (agua-crudo) y que el sistema
aguas abajo, este lo más limpio posible con el objeto de garantizar una
adecuada cuantificación, calidad de fluido, seguridad y control eficiente.
3.5.2 TRATAMIENTO DE CRUDO
El fluido compuesto por una mezcla de crudo y agua, libre de sólidos, será
enviado a una etapa de deshidratación, en la que se obtendrá un crudo con
un corte de agua igual o menor al 0.1%. Este crudo estará listo para ser
estabilizado, almacenado y posteriormente transferido a los tanques H y N y
luego a su procesamiento en la Refinería de la Libertad.
3.5.3 MANEJO DE AGUA
La corriente de agua recuperada en la deshidratación será enviada a un
sistema de tratamiento en el que se obtendrá las condiciones para ser
utilizada en la reinyección.
3.5.4 MANEJO DE SÓLIDOS
Los sólidos recuperados en la primera y sólidos remanentes de la segunda
etapa de separación serán recolectados en la piscina API para ser
dispuestos o tratados en procesos de Biodegradación (Landfarming).
3.6 ALTERNATIVAS PROPUESTAS

41
En la Figura 3.6 se puede observar la simbología utilizada para las
configuraciones de tecnología propuestas para el sistema de deshidratación
que se detallan a continuación:
 Celda de Flujo Cruzado - Tanque de lavado (Figura 3.7)
 Separador Centrífugo (Figura 3.8)
 Separador Centrífugo (Figura 3.9)
 Hidrociclón (Figura 3.10)

Figura 3.6 Simbología para Diagramas de Flujo PFD
42

Figura 3.7 Alternativa 1 - Celda de Flujo Cruzado con Tanque de Lavado
43

Figura 3.8 Alternativa 2A – Separador Centrífugo
44

Figura 3.9 Alternativa 2B – Separador Centrífugo
45

Figura 3.10 Alternativa 3 – Hidrociclón
46

47
3.7 EVALUACIÓN TÉCNICO-ECONÓMICA DE ALTERNATIVAS
3.7.1 ESCENARIOS PROPUESTOS PARA LA EVALUACIÓN
La descripción de las diferentes tecnologías mencionadas anteriormente se
sintetiza a continuación:
 Celda de Flujo Cruzado - Tanque de lavado
En esta configuración la separación de sólidos y la deshidratación primaria
se realiza en la celda de flujo cruzado, mientras que la deshidratación final
hasta cumplir especificaciones se efectúa en el tanque de lavado. Ver Figura
3.6.
 Centrífuga
Mediante esta tecnología se logra la separación de sólidos así como la
deshidratación total del crudo. Ver Figura 3.7 y Figura 3.8.
 Hidrociclón - separador bifásico
En este esquema, la separación de sólidos se alcanza en el hidrociclón,
mientras que la deshidratación final hasta cumplir especificaciones se
efectúa en el separador bifásico. Ver Figura 3.9.
3.7.2 CRITERIOS DE SELECCIÓN DE TECNOLOGÍAS
La evaluación técnica – económico de las diferentes tecnologías que se
podrán utilizar para deshidratar el crudo y separar los sólidos en el nuevo
sistema de recepción de crudo Casa Bomba del campo Ancón, se realiza
tomando en cuenta las siguientes premisas:

48
 Permitir el control de las operaciones en forma óptima, oportuna y
flexible para minimizar el riesgo asociado a las operaciones de los
equipos.
 Cumplir con la especificación final requerida del 0.1% de BSW
(contenido de agua) como valor máximo en el petróleo de refinación
y/o exportación.
 Separar en forma óptima, en el sistema de tratamiento Casa bomba,
los sólidos que provienen de las formaciones productoras y cumplir
con la especificación establecida en las Bases y criterios de Diseño.
 Procurar la optimización técnico-económica del sistema de
procesamiento de crudo.
 Asegurar la flexibilidad de carga para que la deshidratación de crudo y
la separación de sólidos se mantenga dentro de los parámetros de
diseño, considerando las posibles variaciones en cuanto a flujo y
contenido de agua y sólidos de las diferentes formaciones
productoras del Campo Ancón.
 Facilitar los trabajos de mantenimiento de los equipos, bajo
condiciones seguras sin sacrificar la calidad final del petróleo.
 Cumplir con los parámetros de 20 ppm de aceite residual y 50 ppm de
sólidos suspendidos en el agua de reinyección.
 Seleccionar la alternativa tecnológica óptima, mediante la evaluación
técnico – económica de las tecnologías que actualmente son
aplicables y probadas para sistemas de procesamiento de crudos.
3.7.3 VENTAJAS Y DESVENTAJES DE LAS TECNOLOGÍAS
ESTUDIADAS
ALTERNATIVA VENTAJAS DESVENTAJAS
 Alta eficiencia de
separación de
 Mayor tiempo de
residencia.

49
CELDA DE FLUJO
CRUZADO TANQUE
DE LAVADO
sólidos y
deshidratación.
 Bajo costo de
inversión
 No requiere
instrumentación
compleja.
 Caída de presión
despreciable.
 No tiene partes
móviles.
 No requiere
energía eléctrica.
Opera por
gravedad.
 Paquete de
placas corrugadas
fácilmente
removibles para
inspección.
 Flexibilidad
operativa.
 Bajos costos de
mantenimiento.
 Sistema de
limpieza y
eliminación de
sólidos
automático en la
celda.
Típicamente
superiores a 24
horas.
 Requiere de
químicos
 Descarga manual
de sedimentos.
 Descarga
automática de agua
con supervisión.
 El tanque de lavado
resulta una limitante
para el diseño
modular.
 Tiempo de paro
para mantenimiento
mayor.
 Debe mantenerse
flujo laminar para su
operación óptima.
 Se requiere grandes
áreas para el
montaje así como
obras de ingeniería
civil.
 Posible
taponamiento y
corrosión por
operación deficiente
o falta de
mantenimiento.

50
CENTRÍFUGA
 Alta eficiencia
 Descarga
automática de
sedimentos.
 Operación
automática.
 Equipo modular,
compacto.
 Espacio reducido
para instalación.
 Equipo modular,
compacto.
 Diseño modular.
Puede ampliarse
según las
necesidades
operativas.
 Utiliza energía
eléctrica.
 Contaminación por
ruido.
 Utiliza partes
móviles.
 Requiere bomba
para alimentación.
 Requiere bomba
para desalojo de
lodos.
 Alta frecuencia de
limpieza.
 Tiempos de paro
para realizar
mantenimiento.
 Altos costos de
inversión.
HIDROCICLÓN –
SEPARADOR
BIFÁSICO
 No tiene piezas
móviles.
 Equipo modular,
compacto.
 Diseño modular.
Puede ampliarse
según las
necesidades
operativas.
 Espacio y peso
reducido.
 Menor eficiencia.
Con diámetros de
las gotas de
petróleo menores a
5 micrones el
rendimiento en la
deshidratación
puede disminuir
hasta el 50%.
 Se requiere un buen
diseño de internos.

51
HIDROCICLÓN –
SEPARADOR
BIFÁSICO
 Es eficiente para
tamaños mayores
a 75 micrones en
agua.
 Es indispensable
una geometría
óptima de diseño.
 Difícil control de
interface en
separador.
 Descarga
controlada de
sedimentos.
 Requiere bomba
para alimentación.
 Requiere separador
adicional.
 A menor diámetro
de sólidos las
caídas de presión
son mayores.
 Opera con
eficiencia sólo si el
diferencial de
presión entren la
entrada y la salida
corresponde al
valor óptimo.
 No tiene flexibilidad
operativa.
 Requiere de
químicos para la
separación de agua
emulsificada.

52
Tabla 3.1 Ventajas-Desventajas de la Alternativas
3.7.4 PARÁMETROS DE EVALUACIÓN
Para evaluar y seleccionar la tecnología apropiada para el nuevo sistema de
recepción de crudo Casa Bomba, se consideran los siguientes criterios:
Impacto de área
Evalúa el área que ocuparían los equipos en superficie de terreno,
dependerá de las dimensiones y número de equipos.
Eficiencia de separación
Se analiza el rendimiento de separación de agua y sólidos en cada uno de
los equipos evaluados.
Requerimientos energéticos
Se toma en cuenta el consumo aproximado de energía eléctrica de cada uno
de los equipos evaluados.
Precisión en el control de producción
Se refiere a la calidad de la información concerniente a los parámetros de
producción, fundamentalmente para el conocimiento de la producción real de
los pozos, y en consecuencia, de la producción neta del campo.
Flexibilidad de capacidad
Está relacionado con el rango de BSW capaz de recibir en la alimentación
para cumplir con el requerimiento de 0,1% de BSW en el petróleo de

53
exportación, y con el volumen máximo de fluido que los equipos pueden
procesar.
Flexibilidad para ampliaciones futuras
Será la capacidad que tiene algún equipo para extenderse y ampliarse en
caso de incremento de producción diaria.
Facilidad de adquisición de repuestos
Los repuestos es una parte fundamental ya que en caso de mantenimiento o
reparación si no se cuenta lo más pronto posible con los repuestos no se
podrá realizar los mantenimientos programados para los equipos.
Tiempo de Mantenimiento
Es necesario realizar un programa de mantenimiento, ya que esto implica
costos y paradas del sistema con lo que es necesario considerar dentro de la
evaluación este aspecto.
Paros no programados
Tiene que ver con la garantía que podría ofrecer un equipo para lograr un
mayor tiempo de operación continua, sin considerar trabajos rutinarios de
mantenimiento, de acuerdo a la flexibilidad operativa de los equipos.
Facilidad de muestreo
Se relaciona con la facilidad que se tendría para la toma de muestras de los
fluidos de producción, lo cual resulta muy importante para realizar análisis de
laboratorio.

54
Monitoreo de corrosión
Se evaluará la vulnerabilidad de las tecnologías frente a la corrosión.
Facilidad de control operativo
Requerimientos de instrumentos y lazos de control, dependerá de la
complejidad y exigencia de seguridad del sistema operativo.
Instalación y montaje
La evaluación está orientada según el número de equipos, el tamaño, el
peso y la complejidad de sus partes, lo cual tiene incidencia en el tiempo de
construcción e instalación de las facilidades.
Tiempo de entrega y transporte
Estos criterios dependerán de la complejidad de fabricación, materiales y
número de equipos.
Ruido
Se evaluará el nivel de las emisiones de que provocaría de cada tecnología.
Flexibilidad operativa
Se considera el rango de variación de los parámetros que se pueden
manipular para garantizar las especificaciones operativas
Consumo de químicos

55
Se evaluará el consumo de químicos que necesita cada tecnología para
lograr su eficiencia de separación.
Experiencia de Tecnologías
Toma en cuenta el grado de conocimiento y adaptación que podría tener el
personal disponible en el mercado para operar los equipos.
Seguridad operativa
Se enfoca en las condiciones de máxima seguridad operativa que debe
ofrecer un equipo o sistema; en relación con el personal, las operaciones y el
medio ambiente.
Emisiones
Para cada alternativa tiene un nivel de emisiones de contaminación las
cuales serán evaluadas mediante esta alternativa.
Número de equipos (Configuración de Sistema)
Cantidad de vessels en la configuración del proceso.
Vida útil del equipo
Tiempo máximo considerado para una operación segura y bajo
especificaciones de calidad del producto.
Costos operativos

56
Costos durante la operación del nuevo sistema de recepción de crudo Casa
Bomba.
Costos de mantenimiento
Costos de prevención de daño acelerado de los equipos, mediante la
oportuna adquisición y cambio de repuestos para garantizar un tiempo de
vida acorde con el desgaste normal de piezas y partes de los vessels.
Costo de inversión
Evalúa el monto de inversión en la compra de equipos, por tecnología.
3.7.5 VALORACIÓN DE TECNOLOGÍAS
La Tabla 3.2 se indican los criterios de evaluación que conjuntamente con el
grupo de Ingeniería del personal técnico de Pacifpetrol S.A se puso a
discusión. En donde se evalúan 25 criterios tanto técnicos como económicos
para valorar las tres alternativas propuestas. El resultado de dicha
evaluación definirá la alternativa de proceso a diseñar en capítulos
posteriores.

57
Evaluación Técnico - Económica de las Alternativas Estudiadas
# CRITERIOS VALORACIÓN % CELDA FLUJO CRUZADO ‐ WASH TANK HIDROCICLÓN ‐ SEPARADOR BÁSICO CENTRÍFUGA
1 Impacto de área (menor) 2.26 5.00 11.29 8.00 18.06 10.00 22.57
2 Eficiencia de separación 2.51 7.00 17.56 4.00 10.03 10.00 25.08
3 Requerimientos energéticos 1.25 8.00 10.03 6.00 7.52 5.00 6.27
4 Precisión en el control de producción 2.51 5.00 12.54 7.00 17.56 10.00 25.08
5 Flexibilidad de capacidad 2.16 8.00 17.26 2.00 4.31 6.00 12.94
6 Flexibilidad para ampliaciones futuras 2.51 2.00 5.02 10.00 25.08 10.00 25.08
7 Facilidad de adquisición repuestos 2.51 8.00 20.06 8.00 20.06 8.00 20.06
8 Tiempo de mantenimiento 2.51 4.00 10.03 2.00 5.02 8.00 20.06
9 Paros no programados 2.11 10.00 21.07 10.00 21.07 5.00 10.53
10 Facilidad de muestreo 2.21 6.00 13.24 10.00 22.07 10.00 22.07
11 Corrosión 1.05 4.00 4.21 6.00 6.32 7.00 7.37
12 Facilidad de control operativo 2.41 4.00 9.63 8.00 19.26 8.00 19.26
13 Montaje e instalación 2.51 5.00 12.54 8.00 20.06 10.00 25.08
14 Tiempos de entrega 2.51 8.00 20.06 10.00 25.08 6.00 15.05
15 Ruido 2.21 10.00 22.07 8.00 17.66 6.00 13.24
16 Flexibilidad operativa 2.36 8.00 18.86 6.00 14.15 10.00 23.58
17 Consumo químicos 2.01 6.00 12.04 8.00 16.05 10.00 20.06
18 Experiencia tecnologías 2.40 10.00 23.97 7.00 16.78 8.00 19.17
19 Seguridad operativa 2.51 4.00 10.03 8.00 20.06 7.00 17.56
20 Emisiones 2.51 5.00 12.54 10.00 25.08 10.00 25.08
21 Número de equipos configuración 2.51 6.00 15.05 4.00 10.03 8.00 20.06
22 Vida útil equipos 2.51 6.00 15.05 8.00 20.06 10.00 25.08
23 Costos operativos 12.50 7.80 97.50 7.50 93.75 10.00 125.00
24 Costos de mantenimiento 17.50 8.95 156.63 9.50 166.25 10.00 175.00
25 Costo total estimado de inversión 20.00 9.40 188.00 10.00 200.00 7.40 148.00
TOTAL 100.00 756.28 821.39 868.37
Tabla 3.2 Valoración y Evaluación de Alternativas

58
3.8 SELECCIÓN DE LA ALTERNATIVA PROPUESTA9
Del análisis y escenarios estudiados, cuyos resultados se resumen en la
Tabla 3.2 Valoración y Evaluación de alternativas se concluye que la
tecnología óptima para el proceso de recepción, deshidratación de crudo y
separación de sólidos en el nuevo sistema de tratamiento Casa Bomba,
corresponde al escenario que incluye la centrífuga, ya que dicha alternativa
cumple con las necesidades y requerimientos actuales y futuros de la planta
Casa Bomba.
9
La selección de la alternativa fue desarrollada bajo la supervisión del Departamento de
Proyectos de Pacifpetrol S. A.

55
4. DISEÑO DE LA ALTERNATIVA
SELECCIONADA – SEPARADOR
CENTRÍFUGO

59
4.1 BASES Y CRITERIO DE DISEÑO MECÁNICO PARA EL
SISTEMA PROPUESTO
En el diseño de estas instalaciones se tomará en cuenta los siguientes
criterios generales:
 Eficiencia y eficacia en los procesos.
 Máxima seguridad de las operaciones.
 Mínimo impacto ambiental y afectación a terceros.
 Máxima operabilidad y simplicidad de diseño, construcción y
operación.
 Costos de inversión, de operación y de mantenimiento óptimos.
 Las facilidades deberán ser diseñadas con una flexibilidad operacional
tal que permita evitar el cierre de producción en caso de presentarse
fallas puntuales en los subsistemas del sistema de recepción.
 Las instalaciones deberán tener un tiempo de vida útil de por lo
menos 10 años, en caso de los equipos nuevos este tiempo debe
considerarse mínimo; los equipos existentes deberán ser revisados y
realizado su mantenimiento de acuerdo a su plan de inspección o
reemplazados de ser el caso para cumplir con el tiempo de vida útil
propuesto.
 El sistema de recepción y sus sistemas deberán cumplir con los
requerimientos de las regulaciones nacionales y locales vigentes, en
particular las de seguridad y los aspectos de protección del ambiente.
4.1.1 SISTEMA DE FILTROS
El sistema de recepción debe contar con un sistema de filtros tipo strainer
para la retención de los sólidos mayores y gravas10
.
10
Caracterización de fluidos de procesos – caracterización de sólidos.

60
El sistema de filtrado deberá ser del tipo auto-limpiante para disminuir la
cantidad de operaciones manuales de limpieza que deban realizarse a los
filtros.
Los filtros contarán con un sistema de medición de presión diferencial para
determinar las frecuencias de limpieza manual de los mismos, de acuerdo
con lo descrito posteriormente en la filosofía de operación y control.
Deberán tener un sistema de retrolavado para mejorar la acción auto-
limpiante del filtro. El agua para este sistema de retrolavado será tomada
del agua tratada en las piscinas API para reinyección (disposal).
El sistema de filtros estará compuestos por 2 líneas de filtrado y cada línea
contará con 4 tipos de filtros con el siguiente tamaño de malla:
 El primer filtro tendrá una placa perforada de tamaño de 10mm para
retener sólidos mayores.
 El segundo filtro tendrá una placa perforada de tamaño de 6mm para
retener los solidos productos del swab y elementos que pasen los
primeros filtros.
 El tercer filtro tendrá una placa perforada de tamaño de 4mm para
retener sólidos y partes de gravas.
 El cuarto filtro tendrá una placa perforada de 2,5mm para retener
partículas de gravas.
El tamaño de las perforaciones del elemento filtrante no debe ser menor a la
mitad del diámetro de las partículas que desean ser removidas.
La relación entre el área perforada de la canastilla y el área de la boca de
interconexión del filtro debe tener una relación de por lo menos 4:1.

61
El porcentaje de área perforada se determinará de acuerdo con la siguiente
relación:
Para un arreglo cuadrado
100*
*785.0
2
2
Pt
d
A
p
P 
[4.1]
Donde,
PA Es el porcentaje de área perforada
pd Es el diámetro de la perforación, en pulg.
tP Es la distancia entre centros de las perforaciones, en pulg.
Para un arreglo circular a 60º se tiene la siguiente relación:
100*
*866.0
*785.0
2
2
Pt
d
A
p
P  [4.2]
El volumen total del filtro debe tener una capacidad para contener la
producción de sólidos de por lo menos 2 días.
Drenajes y bocas de servicio
Los filtros tendrán un drenaje de 2” para la evacuación del fluido restante
durante los mantenimientos de los mismos.

62
El tamaño de bocas tanto de la entrada y descarga será determinado de
acuerdo a lo descrito en el cálculo hidráulico de la consultoría a ser realizada
posteriormente.
Temperatura de diseño
La temperatura de diseño para los filtros se definirá de acuerdo con:
Temperatura de diseño = Máxima temperatura de operación esperada + 30
ºF.
Presión de diseño
La presión de diseño del filtro estará de acuerdo con la siguiente tabla:
Tabla 4.1.- Presión de diseño filtros
4.1.2 DIMENSIONAMIENTO DE SEPARADORES HORIZONTALES
Las recomendaciones y criterios señalados en la norma API Specification
12J son aplicables y se tendrán en consideración. El factor de sobre diseño
será del 20%. Los criterios establecidos para el diseño del separador
horizontal a la entrada del sistema de recepción son:
PRESIÓN DE DISEÑO
PRESIÓN DE
OPERACIÓN [psig]
PRESIÓN DE
DISEÑO [psig]
0≤P<250 P operación + 25 psi
250≤P<500 1.1 x P operación

63
 El volumen del separador deberá ser el necesario para almacenar el
volumen de recepción de los tanqueros y mantener una operación
continua en el proceso.
 El agua separada debe tener un tamaño de partícula de crudo menor
a 500 μm, para garantizar no más de 5000 ppm de crudo en el agua.
 Velocidad Terminal: La velocidad de diseño para separación
líquido/líquido en el área definida por el nivel máximo de líquido, se
determina con la ecuación:

 )(1005161.2 25
LHp
d
Dx
V



[4.3]
Donde,
Vd es la velocidad de diseño, in/min.
pD es el diámetro de la párticula de líquido más pesado, en micrones.
H es la densidad del líquido más pesado, lb/pie3.
L es la densidad del líquido más liviano, lb/ pie3.
 es la viscosidad del medio en cP.
Las recomendaciones y criterios señalados en la norma API Specification
12J son aplicables y se tendrán en consideración. El factor de sobre diseño
será del 20%. Los criterios establecidos para el diseño del separador
horizontal a la entrada del sistema de recepción son:
 Tiempo de Retención: A continuación se indican tiempos de retención
típicos para separación Líquido/Líquido según el GPSA11
Data Book
12 th Edition (Electronic).
11 Gas Processors Suppliers Association

64
Tabla 4.2.- Tiempo Retención Hidrocarburo/Agua
 La esbeltez del recipiente deberá estar entre los valores presentados
por la Tabla 4.3.
Tabla 4.3 Esbeltez en función de la presión de operación
 Nivel de líquido: estará de acorde a la Tabla 4.4.
GRAVEDAD API TIEMPO DE RETENCIÓN
[pies/seg]
> 35 3 - 5
< 35 & 100 °F y mayor 5 - 10
< 35 & 80 °F 10 - 20
< 35 & 60 °F 20 - 30
ESBELTEZ DEL RECIPIENTE RELACIÓN L/D
RECOMENDADOS
PRESIÓN DE OPERACIÓN [psig] L/D
0<P<250 1.5-4
250<P<500 3.0-4.0
500<P 4.0-6.0
VALORES RECOMENDADOS DE NIVEL DE
LÍQUIDO [LLL]
RECIPIENTE
HORIZONTAL
LLL, IN
DIÁMETRO [FT]
<4 9
6 10
8 11
10 12

65
Tabla 4.4.- Alturas LLL para diámetros de recipientes
 Tiempos de retención y almacenamiento de líquido: estará de acorde
a la tabla 4.5.
Tabla 4.5.- Tiempos de retención y almacenamiento de líquido
El diámetro de las bocas de entrada de producción en los separadores
deben ser diseñadas de tal forma que no superen la velocidad erosional
calculada como:
Ve = /130 [4.4]
Donde,
Ve = Velocidad erosional del fluido, ft/s .
ρ = Densidad del fluido, lb/ft3
.
 Los diámetros de la salida de las bocas deben ser diseñados para no
crear remolinos, es decir, la velocidad no debe superar el 3.2 ft/s.
12 13
16 15
TIEMPOS DE RETENCIÓN Y
ALMACENAMIENTO DE LÍQUIDO
Tiempo de
retención [min]
(NLL-LLL)
Tiempo de
almacenamiento
[min]
(NLL-HLL)
Separadores:
a. Con bomba
b. Sin bomba
5
2
2
1

66
 La altura del bafle debe estar entre el 20% y el 70% del diámetro
interno del separador.
 El separador contará con un paquete de placas coalescentes para
mejorar la eficiencia de separación de los sólidos presentes.
El equipo contará con una bota de líquido para la acumulación del agua y
sedimentos del crudo, estará diseñada de acuerdo con las siguientes
consideraciones:
H
LHLp
Ld
Dx
V

 )(1005161.2 25



[4.5]
Donde,
LdV es la velocidad de elevación de las partículas de la fase liviana, in/min.
LpD es el diámetro de la párticula de líquido más liviano, en micrones.
H es la densidad del líquido más pesado, lb/pie3
.
L es la densidad del líquido más liviano, lb/ pie3
.
H es la viscosidad del medio en cP.
El diámetro de la bota de líquido esta definido por la siguiente ecuación:
Ld
HL
B
V
Q
D
*
*12*4

 [4.6]
Donde,
BD es el diámetro de la bota de líquido, pulg.

51607 1

Recomendados

Recomendados

Más contenido relacionado

La actualidad más candente

La actualidad más candente (20)

Similar a 51607 1

Similar a 51607 1 (20)

Último

Último (20)

51607 1