2. SISTEMA DE PRODUCCION
El Proceso de producción en un pozo
petrolero o gasífero, comprende el
recorrido de los fluidos desde el radio
externo de drenaje en el yacimiento
hasta el separador de producción en la
estación de flujo. Existe una presión de
partida de los fluidos en dicho proceso
que es la presión estatica del
yacimiento y una presión final o de
entrega que es la presión de
separación del separador en la
estación de flujo
4. FR
METODOS DE TERMINACION
Son:
❖ Terminación simple
❖ Terminación simple selectiva
❖ Terminación doble
❖ Terminación doble selectiva
Agregar un pie de página 4
5. FR
5
EQUIPOS SUPERFICIALES DE
PRODUCCION
Los objetivos de los equipos
superficiales es el de controlar la
circulación de los fluidos que salen
desde el fondo de pozo con presiones
y caudales programados y orientados
hacia los sistemas de circulación
superficial , hasta los separadores gas
petróleo.
6. FR
6
EQUIPOS SUPERFICIALES DE PRODUCCION
Los equipos superficiales están
básicamente constituidos por los
siguientes componentes:
⮚ Árbol de producción o cabezales
de pozo.
⮚ Líneas de flujo que son líneas de
recolección y las líneas de
descargar.
⮚ Estrangulador de flujo o choque
superficial
⮚ Manifol de control
⮚ Baterías de separación de gas,
petróleo.
⮚ Plantas de gas para yacimiento
gasíferos
7. FR
MANIFOLD Y SLUG CATCHER
7
Manifold
La producción de los pozos integrados al sistema se recibe en los manifolds colectores, que
los agrupan de acuerdo a la presión de recepción. Cada manifold está compuesto
básicamente por dos líneas horizontales a las cuales se conectan, mediante el empleo de
válvulas y bridas. Una de las líneas (la de mayor diámetro) está asociada al circuito de
producción mientras que la otra se conecta al circuito de control. Por medio de válvulas de
seccionamiento se puede seleccionar qué pozo será controlado, mientras que la producción
de los otros ingresa al circuito de producción general. Los manifolds y el depurador asociado
operan a una temperatura cercana al ambiente, y una presión de hasta 1209 Psi.
Slug Catcher
Para procesar el gas procedente de Bulo Bulo se dispone de un equipo separador de líquidos y
gas denominado Slug Catcher (Amortiguador de variaciones de fluido). El mismo está
compuesto por dos matrices de líneas de 30’’ de diámetro de disposición horizontal, las
cuales operan en paralelo. Los líquidos separados son colectados en el recipiente vertical V –
301 el cuál mediante presurización con el mismo gas es vaciado regularmente para su
procesamiento. Paralelamente el gas depurado ingresa a la planta para su tratamiento.
8. FR
ESTRANGULADORES DE FLUJO - CHOKES
Agregue un pie de página 8
Funciones:
▪ Mantener estables las condiciones agua debajo de
flujo/presión.
▪ Disminuir las fluctuaciones de fondo.
▪ Aislar el pozo de fluctuaciones de presión creadas en el sistema
de procesamiento, recolección y transporte.
▪ Por tanto, el choke juega un rol importante en:
✔ Control de pozo
✔ Gerenciamiento de la depleción del reservorio.
9. FR
ESTRANGULADORES DE FLUJO - CHOKES
Agregue un pie de página 9
Tenemos tres tipos de chokes, los cuales son:
o Choke positivo.
o Choke ajustable.
o Choke de disco rotante.
10. FR
VARIABLES CRITICAS DE FLUJO EN LINEAS DE
PRODUCCION Y RECOLECCION
Agregue un pie de página 10
Las variables criticas de flujo son aquellas que nos permiten identificar mediante
parámetros máximos recomendados permisibles si las condiciones de operación
son optimas o no, mientras que las variables criticas consideradas son las
siguientes:
❑ Caida de presión permisible.
Se tomo en cuenta que la caída de presión máxima para gases y líquidos en
tuberías de acero al carbono, se recomienda que no sobrepase el valor de 4
Psi/100 ft, como practica recomendada de Ingenier.
❑ Velocidad máxima del gas y liquidos
Con la finalidad de prevenir y minimizar problemas de vibración en las cañerías y
ruido se recomienda que la velocidad máxima para gases en tubería de acero al
carbono no sobre pase los 60 ft/seg, para líquidos en tubería de acero al carbono
no sobrepase los 15ft/seg de acuerdo a la norma API RP 14E.
11. FR
VARIABLES CRITICAS DE FLUJO EN LINEAS DE
PRODUCCION Y RECOLECCION
Agregue un pie de página 11
❑ Erosion
La velocidad de flujo a la cual puede pronosticarse en la línea puede determinarse
mediante una ecuación empírica propuesta por Beggs de acuerdo al código API
14E punto 2.5.
Si la relación presentada a continuación se cumple no existirá corrosión por
erosion, caso contrario se predice que existirían problemas operativos en el
proceso.
La velocidad por erosion se puede predecir aproximadamente mediante la
siguiente relación:
Ve= C/(DENS)^0.5 donde C es constante empírica, y densidad del fluidos.
13. FR
PRINCIPIOS DE SEPARACION
Agregue un pie de página 13
Los principios físicos para la separación son:
▪ Insolubilidad entre los fluidos: El estado gaseoso y el liquido en condiciones estables de
temperaturas y presión, asi como el agua y el petróleo, no son soluble, es decir que si bien
se mezclan, no son miscibles conservando su estructura original.
▪ Diferencia de densidad (momentum): Los fluidos a separar conservan en la mezcla
diferentes densidades, actuando el efecto de la gravitación, de manera que los fluidos se
separan por diferencia en el peso de cada componente.
▪ Coalescencia: Es la propiedad de las gotas de un mismo fluido a atraerse y unirse entre sí,
facilitando el proceso de decantación.
▪ Decantacion o asentamiento por gravedad: Las gotas de líquidos se asentaran en una
faseosa, si la fuerza gravitatoria que actúa sobre la gota es mayor que la fuerza de arrastre,
haciendo que el mas pesado tenga la tendencia a acumularse en lo mas profundo
14. FR
VELOCIDAD CRITICA DEL GAS
Agregue un pie de página 14
Velocidad máxima del gas a la cual las fuerzas de gravedad controlan el
movimiento del gas y por consiguiente promueve la caída de las gotas del
líquidos.
Matemáticamente esta en función de las densidades del líquidos y gas y la
constante de souders Brown y esa constante varia de acuerdo con los
diferentes diseñadores o fabricantes.
Vc= 0,8 – 0,85 velocidad critica en el separador
15. FR
CONDICIONES MECANICAS DEL SEPARADOR
Agregue un pie de página 15
Entre los mecanismo de separación, que tienen que ver con la estructura y diseño del
equipo, se puede considerar como mas importante:
⮚ Choque
El choque de la mezcla a la entrada del separador propondrá la dispersión de los fluidos
de diferentes densidad.
⮚ Cambio de velocidad
Asociado al principio de inercia, los cambios de velocidad se manifestaran en una
reducción de la velocidad de cada una de las fases en forma diferente y consecuente con
sus densidades.
⮚ Cambio de dirección
Existe la tendencia a la separación entre fases, cuando al fluido se le modifica su
dirección, generada por la diferencia de densidades de los fluidos.
16. FR
Si se baja la presión en el separador es bueno y
ayuda mientras no se supere la velocidad
critica.
A menor presión mayor velocidad y puede
ocurrir producción de agua.
Agregue un pie de página 16
17. FR
CONDICIONES MECANICAS DEL SEPARADOR
Agregue un pie de página 17
⮚ Tiempo de residencia: O retención, es el tiempo que le lleva al fluido pasar
por el separador. Para un determinado caudal o flujo, éste tiempo esta
fundamentado por el volumen disponible. Está dado por el diámetro del
separador, el largo, y el nivel de liquido de operación. Un aumento de estos
parámetros causará un aumento en el tiempo de residencia.
El tiempo de residencia es necesario para obtener una buena separación,
pero posee una estrecha vinculación con la presión, temperatura y
características del fluido.
Mas viscosidad= mayor tiempo de residencia
Menor viscosidad= menor tiempo de residencia
18. FR
Agregue un pie de página 18
CONDICIONES MECANICAS DEL SEPARADOR
Tr para separadores de 2 fases
Oil Gravities Minutes(typical)
Above 35° API 1
20-30° API 1 a 2
10-20° API 2 a 4
Tr para separadores de 3 fases
Oil Gravities Minutes(typical)
Above 35° API 3 a 5
Below 35° API
100+°F 5 a 10
80+°F 10 a 20
60+°F 20 a 30
19. FR
Agregue un pie de página 19
⮚ Superficie de interfase: Es importante la mayor superficie en el área de
contacto entre las fases. De aquí la conveniencia, en muchos casos de utilizar
separadores horizontales en lugar de los verticales.
Función del separador:
Es proveer un espacio físico, es decir, un recipiente en donde los fluidos puedan
permanecer el tiempo necesario para asegurar la separación de los componentes
gaseosos de los líquidos.
CONDICIONES MECANICAS DEL SEPARADOR
20. FR
SECCIONES DE UN SEPARADOR
Agregue un pie de página 20
a) Seccion de entrada o separación primaria
Unas placas deflectoras, o algún otro artefacto, recibe el choque de la corriente
que ingresa, la cual disipa parte de su energía, permitiendo a los gases una
primera separación. Aquí hay cambio de velocidad y de dirección de la
corriente.
b) Seccion de las fuerzas gravitacionales
Las gotas de liquidos contenido en el gas tratan de separarse al máximo. El gas
asciende a una velocidad menor a la inicial, y las gotas de liquidos decantan. En
esta zona pueden generarse turbulencias, las cuales a su vez favorecen la
formación de espuma. La colocación de placas paralelas minimiza la turbulencia
y ayuda a deshacer las incipientes espumas.
c) Seccion de extracción de niebla (demister)
En esta zona se separan las gotitas mas pequeñas de liquido que acompañan
todavía al gas, mediante dispositivos que operan con fuerza de choque o fuerza
centrifuga. Se la retiene mediante rejillas.
21. FR
SECCIONES DE UN SEPARADOR
Agregue un pie de página 21
d) Seccion de acumulación de liquido
Los liquidos que se han ido separando se van acumulando en la parte inferior
del recipiente, lo cual requiere de un tiempo minimo para que la operación se
efectue. Cuando alcanza un determinado nivel, se produce la descarga hacia las
line correspondiente. En la parte inferior de esta sección, y especialmente en los
separadores verticales, suele colocarse un dispositivos rompe vórtices, con el fin
de evitar la formación de remolinos en la salida de liquidos.
22. FR
CLASIFICACION DE LOS SEPARADORES
Agregue un pie de página 22
Se clasifican en función :
Números de fases a separar:
✔ Separador bifásicos
✔ Separador trifásicos
✔ Separador tetrafasicos
Forma geométricas
❖ Separadores verticales
❖ Separadores horizontales
❖ Separadores esféricos
Ubicación
▪ Separadores de entrada
▪ Separadores en serie, paralelo
▪ Separadores tipo filtro, tipo tanque de
venteo(flash), tipo centrifugo.
▪ Separadores tipo depuradores.
▪ Separadores de goteo en línea.
▪ Torre de destilación.
Presión de operación
❑ Separadores de alta, media y baja presión.
23. FR
COMPARATIVO ENTRE SEPARADORES
Agregue un pie de página 23
TIPO DE SEPARADOR VENTAJAS DESVENTAJAS
VERTICAL
(generalmente usado
para bajo GOR)
Control de nivel de líquidos no critico, maneja grandes
cantidades de arena y lodo, fácil limpieza, gran capacidad para
manejo de líquidos, menor tendencia a la reevaporacion.
Requiere un área menor para su instalación.
Mas costoso, mayor dificultad para
transportar, ensamblar, y erigir en
sitio, requiere grandes diámetros.
HORIZONTAL
(generalmente usado
para alto GOR)
Mas barato que el vertical, fácil para transportar, ensamblar y
erigir en sitio, para una capacidad de gas dada, requiere un
diámetro mas pequeño, generalmente reduce la turbulencia,
grandes superficies liquidas, están disponibles para espumas
Requiere un área grande para su
instalación, el nivel de control de
liquidos es critico, dificultad la
limpieza de lodos, arena y parafina.
ESFERICOS
(generalmente usado
para GOR
intermedio)
Mas baratos que los separadores verticales y horizontales Tiene limitada capacidad para el
manejo de liquidos, el control de
nivel liquidos es critico
Horizontal de barril
simple
Costo inicial bajo, fácil de aislar operando en climas frios, el
liquido se mantiene mas caliente, minimizando la posibilidad de
congelamiento y deposición de parafinas
Manejo de grandes volúmenes de
liquidos.
Horizontal de doble
barril
Gran capacidad de liquidos, mejor separación de gas en
solución, en la cámara inferior, mejor separación de gases y
liquidos de similar densidad. Control mas estable de nivel de
24. FR
SEPARACION FLASH
Agregue un pie de página 24
Consiste en una sola etapa de separación o destilación, donde la alimentación se vaporiza
o condensa parcialmente para producir un vapor mas rico en el componente mas volátil.
Si se sube la presión el gas se baja a liquido
Si bajo presión tiende a tener mas volátil en el vapor.
Punto de ebullición, es el termino que se le da al proceso que se produce al cambio de
estado de una materia que pasa de liquido a gaseoso. Asimismo se refiere a la
temperatura que provoca que la presión del vapor de un liquido iguale la presión del
vapor por medio de la ebullición.
La presión de vapor es la presión de la fase gaseosa o vapor de un solido o un liquido en
una ampolla cerrada para una temperatura determinada, en la que la fase liquida y el
vapor se encuentra en equilibrio dinamico, su valor es independiente de las cantidades de
liquidos y vapor presentes mientras existan ambas.
25. FR
Agregue un pie de página 25
Punto cricondenbarico
Es el punto de máxima presión a la cual existen en equilibrio la
fase liquida con la fase gaseosa. Puede definirse como la presión
por encima de la cual no se puede formas gas pese a que se le
altere la temperatura.
Punto cricondentermico
Es el punto de máxima temperatura a la cual existen en equilibrio
la fase liquida con la fase gaseosa
27. FR
INFORMACION GENERAL DE LOS CAMPOS
PRODUCTORES
Agregue un pie de página 27
CAMPO CARRASCO
Está ubicado en la Provincia del mismo nombre, en el departamento de Cochabamba, a
230 Km. de la ciudad de Santa Cruz. Fue descubierto el año 1997.
Inicialmente se explotó por agotamiento natural. A partir del 2.002, se inyecta gas a la
formación.
Se perforaron 12 pozos, 11 productores de petróleo y uno como Inyector de Agua de
formación. La profundidad media es 4750 m. Formaciones productoras: Roboré I y II,
Petaca y Yantata. Actualmente producen el CRC-7 y 11. Inyectores de Gas: 6, 8 y
9. Inyector de agua: CRC-12W.
La producción media actual es, petróleo: 191 BPD, Gas: 16.5 MMPCD, Agua: 540 BPD,
GLP: 16 MCD, Gasolina: 71 BPD.
28. FR
INFORMACION GENERAL DE LOS CAMPOS
PRODUCTORES
Agregue un pie de página 28
CAMPO BULO BULO
Está ubicado en la Provincia del mismo nombre, en el departamento de Cochabamba, a
210 Km. de la ciudad de Santa Cruz. Fue descubierto el segundo semestre de 1998, fue
puesto en producción el 1-11-01.
Este Campo se explota por agotamiento natural. La producción de los pozos convergen
al
Manifold y luego es transportada hasta CRC por una cañería de 12” de 28 Km. de
longitud.
Se perforaron varios pozos, de los cuales el BBL - 3, 8 y 11 fueron productores.
Actualmente siguen en esa condición. La profundidad media es 5650 m. Formaciones
productoras: Roboré I y III.
La producción media actual es, petróleo: 2480 BPD, Gas: 76 MMPCD, Agua: 42 BPD, GLP:
96 MCD, Gasolina: 330 BPD.
29. FR
INFORMACION GENERAL DE LOS CAMPOS
PRODUCTORES
Agregue un pie de página 29
CAMPO KANATA
Está ubicado en la Provincia Carrasco, en el departamento de Cochabamba, a 225 Km. de
la ciudad de Santa Cruz.
Se perforaron 5 pozos. Formación productora: Yantata, éste campo se encuentra en
producción.
La producción media actual es, petróleo: 2780 BPD, Gas: 29 y 7 MMPCD, Agua: 10 BPD,
GLP: 153 MCD, Gasolina: 210 BPD.
30. FR
INFORMACION GENERAL DE LOS CAMPOS
PRODUCTORES
Agregue un pie de página 30
PLANTA HUMBERTO SUAREZ
La planta Humberto Suarez Roca, se encuentra ubicada a la entrada del Santa Rosa, el
campo en cuestión consta de 2 baterias, las cuales son:
❑ Los Cusis
❑ Patujusal
El campo Beto Suarez es un campo petrolero neto, la recuperación del hidrocarburo la
realizan con la ayuda del gas lift que sale de la misma formación, introduciendolo por el
espacio anular.
32. FR
INFORMACION GENERAL DE LOS CAMPOS
PRODUCTORES
Agregue un pie de página 32
BATERIA LOS CUSIS
El circuito de la bateria de Los Cusis comienza en los colectores Mainfold, los cuales son
20, su función es el de succionar el petróleo de los pozos a una presión de 85 psi. y una
temperatura oscilante entre 30 y 35°C (90 – 100 °F), todas estas tienen una válvula de 3 in.,
de ahí son enviadas a los separadores. Al entrar el crudo acompañado de agua y gas, lo
hace con la misma presión de salida del colector, el gas encontrado en el separador es
enviado a los compresores, si no abarca la capacidad de estos, el excedente es enviado a
Patujusal y la otra parte a quemar. Por la otra línea el petróleo se dirige a cualquiera de los
3 tanques que hay a disposición para enviar a Humberto Suarez.
La función de los compresores es el de comprimir el gas para enviarlo de vuelta a los pozos
de producción a través del espacio anular. La temperatura en el interior de los separadores
esta entre los 80 y 85°F en la parte media y en la superior de 90°F.
33. FR
INFORMACION GENERAL DE LOS CAMPOS
PRODUCTORES
Agregue un pie de página 33
CAMPO HSR
El petróleo recibido de las baterias Los Cusis y Patujusal son ingresadas a un tanque
separador de 5000 Bbls.,ya que aún el petróleo sigue encontrándose con agua pero en
menor proporción.
De ahí el petróleo es enviado a los tanques de Transredes, el agua ingresante a los tanques
de Transredes es enviada a un tanque lavador (3000 Bbls.), ingresando seguidamente al
tanque pulmón (1000 Bbls.), de estos dos tanques si hubiese petróleo hay otra línea que va
directo a los tanques de transredes.
El agua se marcha hacia la piscina API donde de igual manera trabaja por rebalse, de esta
sección el agua es enviada a un tanque de agua para luego inyectar dicho líquido al pozo
sumidero.
34. FR
INFORMACION GENERAL DE LOS CAMPOS
PRODUCTORES
Agregue un pie de página 34
El gas natural de BBL contiene 2.7 % de C02, el de CRC 2.5%, razón por la que los pozos
tienen arreglos superficiales con tubería cromada, resistentes a la corrosión. Los gases
de KNT tienen mínimo C02 (0.1 % de C02).
Los 3 Campos son productores de gas y condensado.
La producción de condensado se estabiliza, almacena y mide en tanques, luego de
fiscalizar se entrega a YPFB Transporte para su transporte a Santa Cruz a través de un
oleoducto.
La producción de gas se acondiciona en una Planta de Amina con capacidad de 70
MMPCD, para la eliminación del C02, de modo de cumplir las especificaciones para el
gas de venta, según contrato (contenido de C02 menor al 2.0 %).
35. FR
INFORMACION GENERAL DE LOS CAMPOS
PRODUCTORES
Agregue un pie de página 35
Posteriormente se deshidrata, se extraen los componentes licuables (Gasolina natural y
GLP) en una Planta Criogénica de 70 MMPCD de Capacidad. El gas Residual se entrega a las
Termo eléctricas de Valle Hermoso y de COBEE, ésta actualmente pertenece a CHACO
S. A. El gasoducto de Alta de Transredes, quien lo transporta hacia los centros de consumo
nacional ó internacional. Una parte de éste gas se inyecta los Pozos CRC-6, 8 y 9.
El Gas Natural Licuado o GLP producido es almacenado, medido y transportado mediante
camiones cisternas a los centros de consumo del país. Los excedentes, si existen, son
vendidos a Chile y Perú..
El Agua de Formación es recibida en una Piscina API, filtrada, tratada con compuestos
químicos, almacenada y posteriormente inyectada al Pozo CRC-12W.
38. FR
UNIDAD DE SEPARACION – OPERACIONES
REALES
Agregue un pie de página 38
La Unidad de Separación recibe el gas proveniente del manifold colector de pozos
de los campos Santa Rosa, Santa Rosa Oeste, Palometas y Junín.
El gas ingresa al Separador del Alta Presión V-1000 donde se separa el gas de pozo
de los condensados y del agua formación. El gas separado es enviado al Filtro
Separador de Entrada F-1003 donde se eliminan las gotas de líquidos y sólidos que
se pudieran haber arrastrado para luego ingresar a la Unidad de Aminas.
Los líquidos son enviados al Separador de Baja Presión V-1001, previo flasheo, en el
mismo es un separador trifásico donde se separan el gas producido en el flasheo, el
condensado y el agua de formación.
El gas flasheado es enviado al sistema de gas combustible mientras que el
condensado y el agua de formación se juntan con la gasolina proveniente de la
Unidad de Dew Point y son enviados al tanque de crudo de la Batería Humberto
Suárez Roca.
43. FR
EL MERCURIO
Agregue un pie de página 43
INTRODUCCION
El mercurio es un contaminante natural que proviene del reservorio (usualmente su
presencia no se monitorea en la etapa de desarrollo del yacimiento. Se absorbe al
metal en instalaciones de fondo, cabeza de pozo, line pipe y en toda la planta de
tratamiento.
En la practica si se conoce su presencia se remueve en la entrada a la planta o mas
usualmente aguas abajo del separador en la corriente gaseosa.
44. FR
EL MERCURIO
Agregue un pie de página 44
El mercurio esta presente en el gas de pozo en concentraciones usualmente
inferiores a 100 ug/m3, si bien se ha informado valores mayores.
Las formas del mercurio:
▪ Elemental (liquido a condiciones atmosféricas)
▪ Organico (metilmercurio, dimetil mercurio)
▪ Inorganico (nitrato de mercurio y el sulfuro de mercurio)
PROPIEDADES FISICAS
✔ Densidad 13,6 gr/cc
✔ Punto de congelación -38,9 °C
✔ Punto de ebullición 356,6 °C
✔ Peso molecular 200,59 g/mol
45. FR
EL MERCURIO
Agregue un pie de página 45
La razón principal para eliminar el mercurio del gas natural es la protección de
aluminio aguas abajo en los intercambiadores de calor, como los utilizados en las
plantas criogénicas, recuperación de hidrocarburos de gas natural y en plantas de
licuefacción de gas natural.
El mercurio ha causado numerosas fallas en intercambiadores de aluminio, esto
amalgamado con el aluminio resultando en una falla mecánica y las fugas de gas.
46. FR
EL MERCURIO
Agregue un pie de página 46
TCGS (TERMINOS Y CONDICIONES GENERALES DEL SERVICIO DE ENTREGAS DE GAS
Punto de rocio de hidrocarburo ASTM D – 1142
Poder calorífico ASTM D – 3588
Gravedad especifica ASTM D – 3588
Vapor de agua ASTM D – 1142
Acido sulfhidrico ASTM D – 2385
Mercaptanos ASTM D – 2385
Azufre total ASTM D – 1072
Dioxido de carbono ASTM D – 1945
Oxigeno ASTM D – 1945
Nitrogeno ASTM D – 1945
Mercurio a ser acordado por las partes
47. FR
MECANISMO DE DEGRADACION
Agregue un pie de página 47
Los mecanismo de degradación por los cuales el Hg puede degradar las aleaciones
de aluminio son básicamente tres:
o Amalgamacion
o Corrosion por amalgama
o Fragilizacion por metal liquido
Termino piting= hueco localizado (Hg+H2O+Al)
48. FR
MECANISMO DE DEGRADACION
Agregue un pie de página 48
AMALGAMACION
Es el proceso por el cual el Hg forma soluciones liquidas con metales tales como Al,
Sn, Au, Ag, Zn. No requiere agua para desarrollarse.
El Hg queda retenido en las paredes de tubería en el viaje de transporte.
CORROSION POR AMALGAMA
Ocurre cuando el Hg y el aluminio se amalgaman en presencia de humedad
49. FR
NIVELES ACEPTABLES DE MERCURIO
Agregue un pie de página 49
Para plantas criogénicas de gas con equipamiento de aluminio, son generalmente
aceptadas las siguientes recomendaciones sobre el contenido de Hg de gas de
alimentación:
▪ Concentraciones inferiores a 0,01 ug/m3 son admisibles sin tomar precaucion
alguna.
▪ Concentraciones entre 0,01 y 0,1 ug/m3 son admisibles siempre que los equipos
construidos en aleación de aluminio estén diseñados para soportar la agresión del
mercurio.
▪ Concentracion superiores a 0,1 ug/m3 deben tratarse con removedor especifico.
50. FR
MERCURIO-IMPACTO EN ACEROS(ADSORCION)
Agregue un pie de página 50
Es una obvservacion común que el contenido de Hg del gas disminuye a medida que
aumenta el tiempo de residencia del gas en una tubería de acero. Por ejemplo, se ha
reportado que un tramo de 110 km el Hg se redujo de 50 a 20 ug/m3.
Este fenómeno se debe a que el Hg transportado por el gas es adsorbido
químicamente por los oxidos y sulfuros de hierro existentes en las paredes internas
de las cañerías, sin formar amalgama. Parte del Hg adsorbido reacciona para formar
compuestos no volátiles, principalmente HgS si esta presente el H2S.
En acero inoxidable, la cantidad de Hg adsrobida es menor que en acero al carbono.
Riesgo de degradación del acero provocada por mercurio.
51. FR
REMOCION DE MERCURIO EN EL GAS
51
Los procesos convencionales mas utilizadas en la industria son:
❑ Procesos regenerativos – Amalgamacion
❑ Procesos No regenerativos – Adsorcion reactiva.
Un sistema de este tipo se muestra en la figura, aquí la regeneración pasado de gas
después de haber sido enfriado y se pasa a través de un separador, se envía a través
de una cama pequeña de absorbente, como el carbón activado de azufre cargado.
Solo una pequeña cama es necesario por dos razones. La corriente de gas de
regeneración es mucho mas pequeña en volumen en la corriente del proceso. Por
otra parte, solo la eliminación masiva de mercurio es necesario. La concentración
del mercurio no es necesario a nivel inferior al del gas entrante. Esto significa que
preocuparse por la contención del mercurio en la zona de reacción en la cama de
eliminacion de mercurio no renovable no es necesario.
Si bien varias opciones técnicas disponibles para eliminar el mercurio del gas de
regeneración, a la fecha ninguna de las compañías de gas natural para el
tratamiento han optado por eliminar el mercurio de esta corriente.
53. FR
PROCESOS NO REGENERATIVOS
Agregue un pie de página 53
Los equipos que componen un sistema de URC seria el siguiente:
⮚ Filtro coalescedor de entrada
⮚ Intercambiador de calor gas/hot oil
⮚ Reactor de remoción de mercurio
⮚ Filtro de partículas
⮚ Aeroenfriadores
54. FR
PROCESOS NO REGENERATIVOS
54
FILTRO COALESCEDOR DE ENTRADA
Sirven para atrapar el condensado que pueda arrastrar la corriente de gas en la
salida del separador de entrada.
INTERCAMBIADOR DE CALOR GAS/HOT OIL
Sirve para proveer un pequeño sobrecalentamiento 2 a 4° C de manera de impedir
la formación de condensados dentro del reactor de remoción de mercurio.
REACTOR DE REMOCION DE MERCURIO
El reactor es un recipiente vertical que tiene en su parte interna lo siguiente: En la
parte superior se encuentra una capa de esfera que tiene la función de retener los
hidrocarburos pesados (parafinas). Luego continua el lecho de adsorción de
mercurio compuesto por una capa de material reactivo, que es el encargado de
reducir el contenido de mercurio de gas mediante un proceso de reacción química
no reversible. El absorbente es no regenerativo. Debajo del lecho del material
reactivo se encuentra dos capas de esferas inertes de material cerámico de
diferentes diámetro, en el cabezal inferior del recipiente se encuentra relleno de
esferas cerámicas inertes.
55. FR
PROCESOS NO REGENERATIVOS
Agregue un pie de página 55
FILTRO DE PARTICULAS
Sirven para poder evitar arrastre de solidos desde los reactores a todos los equipos
agua debajo de la unidad de URC
AEROENFRIADOR
Sirven para enfriar la corriente de gas que fue precalentado por el intercambiador
de calor, de esa manera la temperatura del gas de salida de la URC es igual a la
temperatura del gas de entrada de la URC
56. FR
PROCESO NO REGENERATIVO-DESCRIPCION
Agregue un pie de página 56
El gas que sale del separador de entrada, entra al filtro coalescedor de entrada a la
URM, donde se retiene el hidrocarburo que pueda ser arrastrado por el gas, luego
entra al intercambiador de calor donde sufre un pequeño sobrecalentamiento del
gas en el orden de 2 a 4 °C.
El gas sobrecalentado entra al reactor de mercurio por la parte superior donde el
mercurio que esta presente en la corriente del gas es atrapado, el gas sale por la
parte inferior con un contenido de mercurio minimo. El gas entra al filtro de
partículas el cual remueve los posibles solidos que arrastra el gas después de pasar
por el reactor. El gas entra al aeroenfriador donde se enfria en la misma proporción
que fue calentada en el intercambiador, a fin de acondicionar la corriente de gas a
igual temperatura que a la entrada.
URM cuenta con una línea de Bypass y válvulas de bloqueo, las cuales permiten
aislar la unidad del resto del proceso.
58. FR
ENDULZAMIENTO DE GAS
Agregue un pie de página 58
COMPONENTES ACIDOS
CO2 Dioxido de carbono (anhídrido carbonico)
H2S Sulfuro de hidrogeno (acido sulfhídrico)
RSH Mercaptanos
CS2 Disulfuro de carbono
COS Sulfuro de carbonilo
59. FR
ENDULZAMIENTO DE GAS
Agregue un pie de página 59
Gas dulce
Es aquel que no contiene componentes acidos como ser el sulfuro de hidrogeno y/o
dióxido de carbono
Gas agrio
Contiene cantidades apreciables de sulfuro de hidrogeno y/o dióxido de carbono,
por lo tanto es muy corrosivo.
Gas rico (húmedo)
Es aquel del que puede obtenerse cantidades apreciables de hidrocarburos liquidos .
No tiene nada que ver con el contenido de vapor de agua.
Gas pobre (Seco)
Esta formado prácticamente por metano
60. FR
¿POR QUE REMOVEMOS LOS COMPONENTES ACIDOS?
Agregue un pie de página 60
▪ Corrosion en equipos y cañerías bajo ciertas condiciones. ¾ concentraciones
perjudiciales al medio ambiente.
▪ Concentraciones perjudiciales al ser humano (problemas de seguridad)
▪ Especificaciones de calidad en el gas en el TCGS, donde indica lo siguiente:
a) B.1.4 No mas de un total combinado de tres y medio por ciento (3,5%) por
volumen de inertes, incluyendo dióxido de carbono, nitrógeno y cualquier otro
gas inerte.
b) B.1.10 No mas de dos por ciento (2%) de dióxido de carbono por volumen de
gas recepcionado.
61. FR
TIPOS DE PROCESOS DE ENDULZAMIENTO
Agregue un pie de página 61
PROCESO H2S CO2 H2S+CO2
AMINAS X X X
CARBONATO DE POTASIO X X
SOLVENTES FISICOS X X X
SOLVENTES MIXTOS (amina + sv físico) X X X
MEMBRANAS X
LECHOS NO REGENERATIVOS X
PROCESOS REDOX X
62. FR
AMINAS
Agregue un pie de página 62
Son compuestos químicos organicos que se consideran como derivados del
amoniaco y resultan de la sustitución de uno o varios de los hidrógenos de la
moléculas de amoniaco por otros sustituyentes o radicales. Según se sustituyan uno,
dos o tres hidrógenos, las aminas son primaria, secundarias o terciarias
respectivamente.
MEA = Monoetanolamina (primaria)
DGA= Diglicolamina (primaria)
DEA= Dietanolamina (secundaria)
MDEA = Metildietanolamina (terciaria)
63. FR
AMINAS
63
PROCESO
Reacción exotérmica reversible según condiciones de presión y temperatura.
El H2S y el CO2 son gases acidos.
La solución de amina es alcalina (muy reactiva en presencia de los acidos).
Cuando un acido y un alcalino se combinan la reacción química que resulta es la
siguiente:
Acido + Alcali Salt + H2O
HCL + NaOH NaCl + H20
Por lo tanto cuando la amina se combina con los gases acido:
H2S + Amina Sulfuro de amina + H20
CO2 + Amina Carbonato de amina + H20
DEA es para corrosión media y concentración de 30% y capacidad de gas media
64. FR
¿DE QUE DEPENDE LA SELECCIÓN DEL TIPO DE AMINA?
64
✔ Por un lado, del tamaño del equipamiento…..DGA y MDEA requiere
equipamiento de casi la mitad del tamaño.
✔ Pero la DGA y la MDEA son mas caras que la MEA y la DEA.
✔ Generalmente las planta MEA y DEA son mas económica de construir y operar
para caudales de amina de hasta 100 l/min (25GPM).
✔ Para caudales mas altos son mas económicas las plantas DGA y MDEA.
65. FR
65
Mecánico
Carbón
Reboiler
Medir punto de rocio para
que no haiga condensación
> 185° F, se libera
H2S y CO2
Si tengo bajo contenido de CO2 o bajo caudal de
amina y tengo que aumentar el galonaje de
amina, si no se puede aumentar el galonaje,
aumentar la concentración
Composición, P, T, caudal variables a ver
importante en proceso
Siempre observar gradiente y temperatura de
fondo de la torre, no exceder 185° F, si
excedo utilizar aeroenfriadores
800-1000 lb de
presión
operación
60-80 lb presión operación
200-210 °F, presiones
baja 10 Psi
66. FR
PLANTA DE AMINA – TORRE CONTACTORA
66
⮚ La absorción de H2S y/o CO2 es exotérmica.
⮚ Cuando se excede la temperatura de 85°C, la reacción se hace reversible y se
libera H2S y CO2.
La temperatura de la amina es función de:
❑ La cantidad de H2S – CO2 (concentración).
❑ Temperatura de entrada de la amina.
❑ La cantidad de amina disponible (flujo de amina).
MAXIMA TEMPERATURA EN EL ABSORVEDOR
✔ < 185° F , para minimizar corrosión.
✔ La máxima temperatura en la torre absorbedora debe darse en la parte inferior
de la torre.
✔ La diferencia de temperatura entre el gas dulce y la amina pobre debe ser
alrededor de 2° (3,6°F), una temperatura superior o incremento observado es
signo de perdida de capacidad de absorción.
67. FR
Agregue un pie de página 67
✔ Corrientes de gas con presencia de hidrocarburos pesados. La temperatura de
amina pobre debe estar minimo 10,8°F por encima de la temperatura de gas
para prevenir la condensación de hidrocarburos.
✔ Corrientes de gas sin presencia de hidrocarburos, la temperatura de amina debe
mantenerse entre 90°F a 120 °F. Bajas temperaturas evitan desabsorcion de CO2.
✔ Temperatura < 120°F, minimiza la perdida de amina por evaporación.
68. FR
FILTRACION
Agregue un pie de página 68
FILTRACION
✔ Pre-filtro de partículas
✔ Filtro de carbón activado (Trazas de aceite o Hcb ayuda a remover)
✔ Post-filtro de partículas.
69. FR
AMINAS - PROBLEMAS
Agregue un pie de página 69
perdidas normales < 5lb/ MMSCF
CAUSA EFECTO SOLUCION
CONTAMINANTES
(oxigeno, hidrocarburos
liquidos, acidos organicos,
aceites, solidos, cloruros)
ESPUMA FILTRADO DE GAS
FILTRADO DE AMINA
(carbón, partículas, en
amina pobre, en amina
rica)
TEMPERATURA DEL GAS PERDIDA DE CAPACIDAD ENFRIAMIENTO
MATERIALES CORROSION ACERO INOXIDABLE
ALTA VELOCIDAD CORROSION AUMENTO DE LINEAS
SALES ESTABLES CORROSION FILTRADO DE AMINA
DEGRADACION CORROSION SISTEMA DE
CALENTAMIENTO
70. FR
FUENTE DE DEGRADACION
Agregue un pie de página 70
⮚ Altas temperatura en regeneración.
⮚ Reacciones secundarias. FeCO3 incrustaciones
⮚ Corrosión presencia de incrustaciones en regenerador.
⮚ Productos de degradación y sales.
73. FR
HIDRATOS
73
Los hidratos son cristales formados por la combinación de agua con hidrocarburos
livianos(metano, etano, propano, butano) y/o gases acidos (CO2, H2S) a las
siguientes condiciones:
PRINCIPALES
✔ Baja temperatura
✔ Alta presión
✔ Gas con agua libre o cerca del punto de rocio
SECUNDARIAS
✔ Alta velocidad
✔ Cualquier agitación
✔ Pulsaciones de presión
✔ Introduccion de cristales de hidratos
✔ Presencia de termopozos o escamas en la tuberia
74. FR
PROCESOS PARA DESHIDRATAR EL GAS NATURAL
Agregue un pie de página 74
La deshidratación de gas natural puede hacerse con los siguientes procesos:
❖ Absorcion, usando liquido higroscópico glicol.
❖ Adsorcion, usando un solido absorbente (tamiz molecular, silica gel, aluminatos)
❖ Expansion, reduciendo la presión del gas (valvula de expansion)
❖ Inyeccion, bombeando un liquido reductor del punto de rocio (metanol)
75. FR
PROCESO DE ABSORCION CON GLICOL
Agregue un pie de página 75
Existen muchas clases de glicoles, pero los mas utilizados en la deshidratación del
gas natural son: Etilenglico (EG), Dietilenglico (DEG) y trietilenglico (TEG).
Los factores que influyen para la selección del glicol son:
✔ Costos
✔ Viscosidad por debajo de 100-150 cp
✔ Reduccion del punto de rocio
✔ Solubilidad del glicol en la fase de hidrocarburos
✔ Punto de congelación de la solución de agua
✔ Presion de vapor
✔ Temperatura de la fase liquida y gaseosa en el separador de baja temperatura
✔ Relacion gas/hidrocarburos liquidos
76. FR
REDUCCION DEL PUNTO DE ROCIO
Agregue un pie de página 76
Cuando el glicol absorbe agua, se reduce la temperatura de rocio del gas natural, a
esto se llama reduccion del punto de rocio. La reduccion del punto se ve afectada
por:
● Rata de flujo de glicol
● Temperatura de contacto en el tope del absorbedor
● Eficiencia del contacto glicol/gas
● Concentracion del glicol pobre
77. FR
PRESION DE VAPOR
Agregue un pie de página 77
Es importante conocer la presión de vapor del glicol para determinar las pérdidas
por evaporación.
Presión de vapor de glicoles a distintas temperaturas.
Las pérdidas de glicol por evaporación también deben ser consideradas
cuidadosamente. En el regenerador se producen altas pérdidas de EG por efectos de
la evaporación, al tratar de alcanzar concentraciones del 95%, mientras no sucede lo
mismo cuando se requiere pureza del 98.5% de TEG.
Por ejemplo a 60°F y 95% se registra una pérdida de 0,002 lb/MMpcn de TEG, esta
cantidad aumenta hasta 0.1lb/MMpcn cuando se trata del EG.
TEMPERATURA -30 10 50 75 100
EG 0,00003 0,001 0,016 0,07 0,3
DEG 0,000003 0,0001 0,002 0,075 0,023
TEG 0,00000002 0,000007 0,00013 0,0012 0,0045
