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VI - ESTACIONES SATELITE Descripción General La función que cumple la estación satélite es la de reunir la producción de un grupo de pozos con el objeto de realizar las siguientes operaciones: • Separar el gas del petróleo. • Controlar la producción total de la estación. • Controlar la producción de petróleo, agua y gas de cada pozo. • Elevar la temperatura del fluido. • Deshidratar el gas para el consumo o venta. • Bombear el fluido a las plantas deshidratadoras. • Cortar y tratar agua para inyectar.

Algunas estaciones no efectúan la totalidad de las operaciones descriptas. En la Fig.1-VI se muestra un esquema de una estación satélite tipo en la que se indican los equipos e instalaciones necesarios para efectuar el conjunto de operaciones ya citadas. Como puede verse en dicha figura, el fluido de cada pozo entra al colector (manifold), de allí la producción del conjunto se deriva a un calentador y al separador general donde se produce la separación gas-petróleo, un juego de válvulas (bypass) permite derivar la producción directamente al separador general sin pasar por el calentador. Efectuada la separación del gas, el fluido es bombeado a la planta deshidratadora de petróleo pasando previamente por el segundo calentador y el puente de medición de fluido; un bypass en la entrada del calentador permite cerrar el paso del fluido por éste. Normalmente uno de los calentadores también genera vapor para calefaccionar el fluido, mediante serpentinas instaladas en los separadores de ensayo y tanques. El gas a deshidratar pasa por el radiador, separador de líquidos (scrubber), torre de absorción a glicol (torre de contacto), puente de medición de gas y finalmente ingresa al sistema general de distribución para su consumo o venta. El glicol utilizado en el proceso se lo recupera deshidratándolo en el rectificador de glicol que está próximo a los calentadores.

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La producción de los pozos a ensayar se la deriva a los calentadores, separadores de ensayo o al tanque de ensayo. Al igual que con la producción general, un bypass en cada línea permite derivar el fluido directamente a los ensayadores. Hay estaciones que cuentan con generadores de vapor exclusivos, para calefaccionar tanques y separadores de ensayo. Completan las instalaciones de la estación satélite, los tanques de almacenaje y ensayo, dispositivos de control, líneas secundarias de alimentación de gas a la estación y líneas de drenaje de líquidos y venteo de gas. En la actualidad y con motivo de la producción de gas en importantes volúmenes se ha incorporado una Estación Satélite (Zorro 4), que no cuenta con tanques de almacenamiento de petróleo dada su relación de gas alta. El funcionamiento de la misma se circunscribe al procesamiento del gas, que se deriva a la Planta compresora de Zorro, mientras que los líquidos que son separados en el proceso mas los provenientes de la producción natural , por presión, desde el sistema, son conducidos a la planta de petróleo de Zorro 2. Las instalaciones de esta Estación no difieren del resto, salvo en capacidades de volúmenes y presiones acordes a lo que se procesa. Los venteos y escapes de emergencia, son conducidos a un separador de líquidos, que cuenta con la antorcha de venteo correspondiente. A su vez ante la posibilidad de no poder procesar la producción en situaciones de riesgo, el sistema cuenta con

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un cierre de emergencia que presuriza hacia atrás el proceso y automáticamente se produce el Shut Down de los pozos involucrados. Así mismo la operación cuenta con estaciones que manejan grandes volúmenes y las bombas transfieren el hidrocarburo directamente del separador general a la planta deshidratadora, Ej. Resero 3, Meseta 14-1, Zorro 5, CG 9.

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4-VI

Fig. 1-VI

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5-VI

DESCRIPCION Y FUNCIONAMIENTO DE LOS EQUIPOS E INSTALACIONES 1. Colector (Manifold de Estación): ASA-150 – 300. Esta instalación cumple las funciones de: reunir la producción de los pozos y derivarla a diferentes lugares de la estación satélite. Normalmente está constituido por tres líneas colectoras: una general y dos de ensayo con sus respectivas conexiones, válvulas de paso total y de retención que las conectan a las líneas de los pozos. (Fig. 2-VI). Algunas estaciones que reúnen un número mayor de pozos tienen colectores de cuatro líneas (tres de ensayo) lo que les da una flexibilidad mayor en la programación de los ensayos. Las operaciones que podemos realizar con el colector pueden resumirse en las siguientes: •

derivar la producción general al separador general o a los tanques.

•

derivar la producción de un pozo o grupo de pozos a los separadores o tanques de ensayo / control.

•

derivar la producción de un pozo o grupo de pozos a los tanques.

Fig. 2-VI

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Forma de Operar el Colector. Para derivar un pozo a ensayo se deben operar las válvulas de la forma que se indica: cerrar la válvula correspondiente al pozo que la conecta con la línea colectora general, e inmediatamente abrir en forma lenta la válvula que la conecta a la colectora de ensayos. La operación inversa se realiza de la misma forma, cerrando primero la válvula que la conecta a la colectora de ensayos y abriendo lentamente la válvula de la colectora general. Si se desea ensayar un pozo a tanque o es necesario descargar una línea, en primer término debe asegurarse que no haya alguna válvula abierta a esa línea colectora, luego se abre la válvula a tanque (E1 o E2) y a continuación se procede en la misma forma que para los separadores de ensayo. Si en estos casos además se requiere el uso del calentador, deberá efectuarse tal operación operando directamente el bypass del separador de ensayo o en el caso de pozos con mucho gas hacer pasar previamente la producción por el separador y luego a tanque. Si por alguna razón fuera necesario derivar toda la producción a los tanques se abren las válvulas (E1 y E2), todas las válvulas correspondientes a esa línea colectora y finalmente se cierran todas las válvulas de las restantes líneas colectoras. En todos los casos que se opere el colector se deberá controlar, luego que se ha derivado la producción de un pozo, si todas las válvulas están en correcta posición de apertura o cierre y tener presente que siempre debe permanecer una válvula abierta en cada línea de conexión del colector con la línea del pozo. Características Constructivas. Los colectores normalmente se los construye con cañería de 4" y 6" de diámetro, y en sectores de cinco bocas con los extremos de sus líneas colectoras bridadas para su posterior instalación sobre una base de hormigón. Las válvulas de paso son del tipo esféricas de paso total y las de retención del tipo a clapeta; todas ahora bridadas. La presión de trabajo del colector está limitada por la presión de trabajo de las válvulas. Válvula tapón lubricado. Es del tipo cónica rotativa de 1/4 de vuelta, el sello se logra por lubricación a presión. Con la válvula en posición cerrada la grasa a través de las canaletas sellantes proporciona el sello entre el cuerpo y el tapón cónico. En ambas posiciones de apertura y cierre la grasa a presión de la cámara sellante eleva el tapón cónico sellando el conjunto de empaquetaduras. La principal causa de pérdidas se debe en la mayoría de los casos a la falta de una lubricación apropiada. Las válvulas deben operar suaves y las juntas deben estar correctamente ajustadas. Si alguna válvula requiere demasiado esfuerzo para operarla se puede aflojar los dos bulones superiores que sujetan la parte móvil al cuerpo y engrasar, cuidando siempre que no se verifiquen pérdidas.

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Nota: estas válvulas están siendo reemplazadas en la operación por otro tipo de válvulas como se describe más adelante: Los esquemas u descripción anteriores son solo una referencia de materiales utilizados en el pasado Válvulas esféricas de paso total: Estas válvulas se caracterizan por la disminución de la perdida de carga a través de su cuerpo de paso total, y fácil maniobrabilidad, ya que actúan solamente con ¼ de vuelta sobre su eje y de esta forma, la posibilidad de error en el manejo de las mismas se disminuye, al tener dos posiciones perfectamente definidas. Estas válvulas pueden ser automatizadas, con actuadores de todas las generaciones (eléctricos, neumáticos, hidráulicos, mecánicos). Existen en el mercado en todas las series, y con conexiones variadas, (roscadas, soldadas, bridadas,..) no requieren mantenimiento, pero si algún elemento de su composición se deteriorara sus componentes son de fácil recambio. (Fig.3-VI y Fig.4-VI)

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Válvula Esférica

Fig. 3-VI Manual de Producción-PAE-Argentina

9-VI

Fig. 4-VI

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Mantenimiento del Colector. Es conveniente conservar en un lugar cubierto (por ejemplo, dentro del separador de test) un esquema que indique el orden de entrada de los pozos, porque en caso de roturas se puede ensuciar todo el conjunto de petróleo y no será posible leer el pozo a que corresponde una determinada línea. Es aconsejable tener bien pintados y limpios los números que identifican los pozos. Todas las válvulas de la estación deben ser probadas (abriendo y cerrando) una vez por año así se tendrá la seguridad de que funcionarán correctamente en el momento necesario. Una vez cada seis meses se debe controlar la hermeticidad de las válvulas del colector de la siguiente forma: Se descargará el o los separadores de ensayos y se pondrán los contadores de barriles en cero, se controlará el colector para estar seguro de que todas las válvulas que comunican con los separadores de ensayo están perfectamente cerradas y se dejará en esta condición durante 24 horas o bien durante un fin de semana si no se utiliza el separador. Cumplido el lapso previsto, se controlarán nuevamente los contadores, dándonos éstos una cifra indicativa de las pérdidas si las hubiese. Se mantendrá en la carpeta de la estación satélite la planilla adjunta en la que se registrarán los controles de engrase, prueba de funcionamiento y prueba de hermeticidad. Manifolds Auxiliares. Se instalan frecuentemente en el campo y su objeto es el de evitar el tendido de largas líneas individuales del pozo a la estación. Son ASA-300 (presión de trabajo 720psi) y permiten enviar la producción de varios pozos a través de una sola línea de mayor diámetro (línea general). La otra línea (de ensayo) permite realizar el ensayo individual del pozo con la frecuencia que se estipule.

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2. OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE CALENTADORES PUESTA EN MARCHA – EQUIPAMIENTO Calentadores Indirectos En nuestra operación utilizamos distintos tipos de calentadores: • abiertos a la atmósfera De fuego indirecto:

• cerrados a la atmósfera

La característica de los calentadores indirectos es que la transferencia de calor se realiza del tubo de fuego al agua que llena el calentador y del agua a la serpentina por donde circula el fluido (Fig. 5-VI).

Fig. 5-VI

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Como ya se indicó los calentadores indirectos pueden ser del tipo cerrado o abierto a la atmósfera, la diferencia fundamental es que el primero por su diseño permite generar vapor a baja presión. Ambos tipos se fabrican en distintas capacidades y número de serpentinas, pueden tener uno, dos y hasta tres juegos de serpentina. Las dimensiones del cuerpo y capacidades del quemador de los calentadores que utilizamos en nuestra operación son las que se indican:

Dimensión del Cuerpo

Capacidad Quemador

(Pies)

BTU/Hora

2.5 x 10 4 x 10 6 x 12 6 x 22 6 x 30

500.000 1.000.000 2.000.000 4.000.000 5.000.000

Tipo

Abierto Abierto-Cerrado Abierto-Cerrado Abierto-Cerrado Cerrado

Todos ellos tienen revestimiento térmico de lana mineral y recubrimiento exterior de chapa de aluminio. Estos calentadores están compuestos básicamente por los siguientes elementos: •

Cámara de agua.

•

Tubo de fuego en "U"

•

Serpentina.

•

Quemador.

•

Sistema de alimentación de gas.

•

Controles automáticos.

En la Fig. 5-VI se muestra el esquema de un calentador indirecto con la indicación de sus partes principales: cámara de agua, serpentina, tubo de fuego en forma de "U" y quemador. Los calentadores cerrados tienen dos conexiones adicionales para el circuito de vapor: una brida superior (salida de vapor) y una brida inferior (retorno de condensado). Cuentan además con dos válvulas de seguridad que deben abrir cuando la presión de vapor alcanza el valor de 15 psi (presión de trabajo del cuerpo del calentador). Para el correcto funcionamiento del circuito de vapor, el calentador-generador de vapor se ubica en un nivel inferior respecto de las serpentinas de los tanques. Las líneas de alimentación y retorno tienen revestimiento térmico (lana mineral) y recubrimiento de chapa o plástico para evitar la humedad.

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Quemador. Es del tipo inspirador, en éste el flujo de gas induce el aire que necesita para su combustión creando una mezcla combustible, es decir que el gas actúa como fluido motor. El conjunto del quemador (Etchegoyen) (Fig. 6-VI) consta de los siguientes elementos: dispositivo regulador de entrada de gas, disco giratorio regulador de aire primario, tubo inspirador (Venturi), boquilla retenedora de llama, cámara de regulación del aire secundario y dispositivo de llama piloto.

Fig. 6-VI

Algunos quemadores (Armexas, Felta) tienen además un conjunto arrestallamas en la cámara de aire secundario cuya función es la de impedir la salida de elementos ígneos al exterior, tales como chispas, o retroceso de llama. Para lograr una combustión eficiente es importante controlar el porcentaje de oxigeno existente en los gases de la chimenea del calentador. En la práctica se trabaja con algún exceso de aire sobre el teórico necesario para asegurar que no quede combustible sin quemar. La presencia de óxido de carbono en los gases, indica que el carbono al no quemarse totalmente, no forma anhídrido carbónico sino óxido de carbono, liberando así solamente una parte de calor.

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Naturalmente con mayor exceso de aire el dióxido de carbono desaparece y tendremos: oxígeno y anhídrido carbónico en los gases de la chimenea, no obstante el exceso de aire debe ser controlado ya que si su valor porcentual es elevado disminuye el rendimiento. En efecto, el exceso de aire que ingresa al tubo de fuego absorbe calor y aunque ceda parte de él en su recorrido por el mismo, finalmente llevará a la chimenea una parte del calor que contiene disminuyendo el rendimiento de la instalación. Todos los quemadores llevan instalación remota de encendido, y los de nueva generación, sistema de termocupla protectora de encendido, si la llama se apagara por algún motivo. En la práctica, al encender el calentador deberá asegurarse que la llama tenga una tonalidad azulada, levemente amarilla en el frente. Si la llama es amarillenta debe aumentarse el suministro de aire y en todo caso regular la entrada de gas al quemador hasta lograr la relación adecuada. Dicha regulación deberá ajustarse posteriormente de acuerdo al porcentaje de oxígeno existente en los gases de la chimenea; el valor práctico del porcentaje de oxígeno para una combustión eficiente del gas natural debe ser de 1 % a 2 %. Analizador de gases de combustión Esta es una gestión que lleva adelante el Departamento de Integridad dentro de su plan de mantenimiento que dispone de los equipos y controles necesarios. Sistema de Alimentación de Gas Como puede verse en los dos tipos de calentadores utilizados, difieren en algunos elementos de control. El calentador abierto cuenta con una válvula termoreguladora y tienen además un control de nivel de agua, el calentador-generador de vapor tiene dos elementos de control: nivel de agua y presión de generación de vapor. En los dos tipos de calentadores la instalación hasta la válvula reguladora de presión tipo 630 y la alimentación de gas del piloto es idéntica: el gas pasa por la válvula manual de entrada, separador de líquidos, luego se precalienta para aumentar el rendimiento de la combustión (un tramo de la cañería de 3/4" pasa por la cámara de agua), circula por el filtro en "Y" y por la válvula reguladora de presión tipo 630. La alimentación de gas para el piloto es construida con cañería de 1/4" y tiene una válvula reguladora de presión tipo Y-200. A partir de esta instalación común a ambos, en el "calentador abierto" el paso de gas se controla con una válvula termoreguladora que interrumpe el flujo de gas cuando la temperatura del agua llega a un valor prefijado. En el calentador cerrado el gas se controla con: el dispositivo de nivel CMAQ 401 que actúa (mandando aire) a la válvula tipo DSG-7501, y además con otra válvula tipo DXSG-7501 que actúa por presión del vapor. La alimentación de aire para el dispositivo de nivel CMAQ-401 lo efectúa una válvula reductora de presión y filtro tipo 67-FR.

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Finalmente la instalación de la línea de gas al quemador y piloto se completan con las respectivas válvulas manuales y manómetros. Listado de Instrumentos

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DESCRIPCIÓN DE LOS ELEMENTOS DE REGULACIÓN Y CONTROL AUTOMÁTICO Piloto de adaptación Etchegoyen (Fig. 7-VI) Piloto diseñado para trabajar con válvulas de seguridad de termocupla. El diámetro del inyector del mezclador es de 0.4 mm. La presión de suministro de gas entre 0.7 y 1.0 barg. La boquilla de retención de llama es de cámara presurizada. Esta equipado con electrodo de chispa. Sistema de encendido piezoeléctrico.

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Fig. 7-VI

Seguro por Falta de llama MAGNESAFE 484 DOMA (Fig. 8-VI) Generalidades Básicamente es un sistema para control y seguridad del combustible a un quemador y su correspondiente llama piloto. Funcionamiento Para la puesta en servicio presionar el botón del reset manual A, a fondo (esto abrirá el gas por S – B – P hacia D) y simultáneamente encender el piloto D. Mantener presión sobre A durante aproximadamente 30 seg., tiempo en el que la termocupla E se calentara lo suficiente para transmitir la corriente generada a la bobina de electroimán F, que magnéticamente fijara la posición de la válvula B abierta. Transcurrido dicho lapso de tiempo, retirar la presión sobre A, que hará que el botón de reset vuelva a su posición original, pero G arrastrara a abrir la válvula C que habilitara gas al actuador de la válvula principal por V, abriendo el paso del gas al quemador. En caso de apagado de la llama piloto D, el proceso será el inverso, ya que al enfriarse la termocupla E, desaparecerá la corriente eléctrica generada por esta, el electroimán F perderá su capacidad magnética, lo que hará que la válvula B se cierra, cortando el suministro de gas tanto al piloto D como al actuador de la válvula principal.

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Fig. 8-VI

Válvula de control DSG 7501 DOMA (Fig. 9-VI) Es una válvula de control de accionamiento neumático. Su aplicación más frecuente es en generadores de vapor de baja presión, actuando sobre la línea de alimentación de gas al quemador.

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Fig. 9-VI

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Válvula Reguladora Reductora Tipo 630 DOMA (Fig. 10-VI) Válvula reguladora reductora, cargada con resorte, normalmente abierta. Estos reguladores son utilizados en calentadores para reducir la presión de gases no agresivos. Distintos orificios permiten seleccionar la válvula adecuada a las necesidades de caudal y salto de presión requerido. La presión de salida se regula mediante el giro de un tornillo fácilmente accesible.

Fig. 10-VI

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Autorreguladora Tipo 67FR-M DOMA (Fig. 11-VI) Autorreguladora de pequeño volumen, para servicio con gas, especialmente indicadas para alimentación de instrumentos neumáticos a presión constante. Con grifo de purga y filtro interior de bronce sinterizado, Standard 40 micrones. Conexión rosca hembra 14” NPT. Manómetro indicando presión regulada.

Fig. 11-VI

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Control de Nivel modelo CMAQ DOMA (Fig. 12-VI) Instrumento neumático de acción on-off, diseñados para mantener nivel entre dos cotas prefijadas. Se basa en un sistema flotante y brazo articulado, que en sus posiciones extremas acciona una micro válvula de 3 vías de acción “snap”. Según sea conectada la micro válvula, esta habilitara la señal en el nivel máximo y la bloqueara en el nivel mínimo o viceversa. Provisión bridada o con acople de collar tipo Victaulic.

Fig. 12-VI

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Control de Temperatura modelo T12 DOMA (Fig. 13-VI) Controlador neumático de temperatura de función proporcional, que puede manejar directamente una válvula de control. Con una señal estándar 3 – 15 psig. Basa su funcionamiento en la diferencia de dilatación de dos metales de distinto coeficiente de dilatación, consiguiendo una buena sensibilidad.

Fig. 13-VI

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VÁLVULA DXSG-7501 (Fig. 14-VI) Esta válvula es del tipo operada a diafragma y de acción normalmente abierta, es decir que al descender la presión del vapor, el resorte mantiene el obturador en posición abierta. Está compuesta por: • Cuerpo

de

válvula

simple asiento. • Diafragma. • Resorte regulador. • Conjunto,

barra

de

accionamiento vástago. • Tuerca de regulación.

Fig. 14-VI

Funcionamiento: la presión del vapor actúa directamente sobre el diafragma, si la presión aumenta el diafragma comprime el resorte y mueve al vástago cerrando el flujo de gas al quemador. Con el aumento o disminución de la tensión del resorte se aumenta o disminuye la presión de generación de vapor. Esto se realiza mediante la tuerca de regulación enroscando o desenroscando según se requiera aumentar o disminuir la presión. Para un correcto funcionamiento del calentador-generador de vapor la válvula debe regularse para que cierre a 14 psi.

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Puente de Combustión Neumático

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Muy importante: Las instrucciones contenidas en el presente Manual de Operación sólo intentan brindar una guía para la instalación, puesta en marcha y operación del Calentador. Teniendo en cuenta los riesgos potenciales que implican los equipamientos de esta naturaleza, no liberan al usuario de la responsabilidad de contar con personal técnico idóneo y de probada experiencia para llevar a cabo las tareas mencionadas. Datos del Equipo Equipo: Calentador de Petróleo a fuego indirecto en baño de vapor 7-B-N (Neumático). Cliente: Pan American Energy S.A. Orden de Compra N°: CRN 050973 01 item: 01 N° de serie: 1594 Datos de Operación: Fluido a calentar: Petróleo hidratado Caudal: 1475.04 m3/d Densidad del petróleo seco: 910 Kg/m3 Porcentaje de agua: 30 % Temperatura de entrada: 25° C Temperatura de salida: 60° C Temperatura de baño de vapor: 120° C Combustible: Gas natural Presión del gas combustible: 1,5 / 7,0 Kg/cm2 (m) Caudal máximo del gas combustible: 238,2 Nm3/h Datos de Diseño: Código de diseño: API 12K – ASME Sec. IV / VIII Div. 1. Capacidad de transferencia térmica: 1.260.000 Kcal / h Rendimiento mínimo de combustión: 70 %

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2. Recomendaciones de Seguridad El operador de una planta de procesamiento de gas presurizado, debe tomar conciencia de la enorme energía potencial acumulada en la misma, para evitar que su liberación accidental ponga en riesgo la vida del personal y/o la conservación de las instalaciones. Si bien en este tipo de plantas cualquier equipo presurizado es potencialmente peligroso, los mismos son provistos con los dispositivos de seguridad necesarios para una operación confiable, y además diseñados para ser operados sin riesgo alguno cuando se lo hace con sentido común y se siguen las reglas e indicaciones de seguridad. Es prácticamente imposible cubrir cada combinación de operaciones en el campo que puedan ser potencialmente peligrosas, sin embargo, algunas de las recomendaciones a tener muy en cuenta por los operadores son comentadas a continuación: •

Los dispositivos de seguridad (válvulas de seguridad, interruptores por bajo nivel, por alta presión, etc.) no deberán ser modificados si no es con la intervención de personal técnico autorizado, y con previo análisis de consideraciones de diseño. Anualmente deberá chequearse que las válvulas de seguridad operan correctamente y abren a las respectivas presiones de set. Controlar periódicamente que los enclavamientos (alta temperatura, bajo nivel, ausencia de llama) funcionan correctamente.

•

Nunca se debe operar a los equipos componentes de una planta a una presión mayor que las indicadas en sus placas de identificación.

•

Nunca se deben ajustar o aflojar conexiones estando el sistema bajo presión.

•

Nunca se deben desmontar los instrumentos sin antes verificar que los mismos han sido venteados.

•

Los venteos nunca deben ser conectados a una fuente combustible como puede ser una caja de fuego o una chimenea.

3.-Instalación En todos los conexionados que se detallan a continuación, se tratará de evitar esfuerzos mecánicos por falta de coincidencias. Además se deberá verificar la correcta dirección de los fluidos en las cañerías y verificar la identificación, el rango y el seteo de cada uno de los instrumentos a instalar. •

Verificar que el trineo del calentador se encuentre nivelado y apoyado en toda su longitud para evitar deformaciones estructurales.

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•

Montar la chimenea del calentador y disponer los cables contra el viento.

•

Conectar las respectivas cañerías a las conexiones de entrada y salida del petróleo a procesar, tratando de evitar esfuerzos por falta de coincidencia. Verificar la correcta dirección del flujo de petróleo.

•

Instalar el cuadro combustión, en caso que el mismo haya sido desmontado para el transporte, e instalar la cañería de alimentación de gas combustible. Verificar neumáticamente la ausencia de pérdidas en todas las uniones.

•

En las conexiones correspondientes, ubicadas en el cuerpo del calentador, instalar cuidadosmente los siguientes elementos en caso que hayan sido desmontados para el transporte:

•

§

Manómetro PI-05, con su correspondiente manifold de bloqueo y venteo.

§

Termómetro TI-01 con su vaina correspondiente.

§

Válvula neumática de corte por alta presión del vapor, SDV-03.

§

Interruptor neumático por bajo nivel de agua, LSL-01, verificando que su desplazador opere correctamente.

§

Indicador de nivel LG-01 con sus correspondientes válvulas de bloqueo.

§

Válvula de seguridad PSV-02.

§

Válvulas de llenado y de drenaje.

En las cuplas correspondientes, ubicadas en los colectores de entrada y salida del petróleo de proceso,i Instalar cuidadosamente los siguientes elementos: §

Termómetros TI-02 y TI-03 con sus vainas correspondientes.

§

Manómetros PI-06 y PI-07, con sus correspondientes manifolds de bloqueo y venteo.

§

Interruptor por correspondiente.

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alta

temperatura

TSH-01,

con

su

vaina

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•

Si el equipo es instalado en zonas con poca ventilación es conveniente conectar al colector de planta, los venteos correspondientes de la válvula de seguro de llama BSL-01 y de la válvula de seguridad del gas combustible PSV-01.

4.-Puesta en Marcha Antes de comenzar las tareas de puesta en marcha de la unidad, debe asegurarse que las instalaciones estén preparadas para tal fin, teniendo en cuenta las normas de seguridad y las buenas prácticas en la operación de plantas que operan con fluidos a alta presión. Los equipos deberán estar inspeccionados, las uniones bridadas o roscadas ajustadas y los instrumentos verificados. •

Antes de iniciar la operación, todas las válvulas deberán estar cerradas.

•

Abrir las válvulas de bloqueo del indicador de nivel LG-01, y proceder al llenado del cuerpo del calentador, a través de la válvula ubicada en su parte superior, con agua tratada para calderas hasta que el nivel del mismo alcance aproximadamente el extremo superior visible del indicador mencionado. La válvula utilizada para el llenado debe permanecer abierta hasta que el equipo se ponga en marcha como se indica en el último punto.

•

Habilitar todos los manómetros accionando sus bloqueo correspondientes.

•

Abrir lentamente la válvula de entrada de petróleo de proceso al serpentín del calentador manteniendo cerrada la de salida, permitiendo que éste se presurice hasta que la presión en el mismo, indicada en los manómetros PI-06 y PI-07, alcance aproximadamente el 30 % de la presión de diseño. Cerrar la válvula mencionada y verificar si no hay pérdidas en juntas y conexiones. De ser así, se deberá despresurizar el serpentín antes de corregir las deficiencias.

•

Seguir abriendo la válvula de entrada de petróleo hasta que la presión alcance el valor de operación.

•

Abrir la válvula de bloqueo de la línea que proporciona gas combustible al sistema de combustión y verificar su presión los manómetros PI-01 y PI-03. Esta deberá estar en el rango de 1.5 a 7.0 bar (m).

•

Abrir lentamente las válvulas de bloqueo de la válvula autorreguladora de presión PRV-01 y proceder a ajustar esta última hasta que la presión indicada por el manómetro PI-02 sea de aproximadamente 1.3 bar(m).

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válvulas de purga y

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•

Abrir la válvula de bloqueo de alimentación al quemador piloto y sistema de seguridad y ajustar el autorregulador de presión PRV-02 a una presión de 0.7 a 1.0 bar (m), indicada en su propio manómetro.

•

Verificar que las clapetas de regulación de tiraje ubicada en las chimeneas estén totalmente abiertas.

•

Ver nota 2. Pulsar totalmente el botón de reset manual de la válvula de seguridad por la falta de llama BSL-01A y accionar el pulsador del encendido electrónico. Verificar el encendido del quemador piloto BP-01A, observando a través de la mirilla. Logrado el encendido y después de transcurrido el tiempo necesario (aproximadamente 30 seg.) para que el bulbo de la válvula BSL-01A se caliente, soltar lentamente el botón de reset manual verificando que el piloto permanezca encendido. De esta forma se habilitará la señal del sistema de seguridad abriendo la válvula de shut-down SDV-01A. Esta última situación se verificará en el manómetro PI-04.

•

Si el quemador piloto BP-01A no enciende o se apaga, son causas posibles de falla: § Bulbo o capilar de la válvula BSL-01A rotos. § Mal funcionamiento de la válvula de seguridad de llama BSL-01A. § Inyector del quemador piloto obturado.

•

Verificar que la llama del quemador piloto BP-01A cumpla con las siguientes características: § § §

Color azul intenso Llama pegada al pico. Llama que no flamee.

Si no cumple estas condiciones, modificar la presión de alimentación de gas, operando la válvula autorreguladora PRV-03. •

Proceder al encendido del quemador principal BM-01A. Para ello abrir lentamente la válvula globo de alimentación al quemador, y mantener al mismo con llama mínima durante por lo menos 15 minutos, con objeto de generar el tiraje necesario para la operación normal.

•

Si el quemador principal BM-01A no enciende, son causas posibles de falla: § § §

Mal funcionamiento de la válvula de seguro de llama BSL-01A. Falta de nivel de agua o mal funcionamiento del interruptor neumático LSL-01. Mal funcionamiento de la válvula neumática de corte por alta presión del vapor, SDV-03.

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§ § •

Proceder a ajustar la combustión a pleno del quemador principal BM-01A, con el objeto de lograr un régimen adecuado con llama azul y estable. Para esta operación, el sistema dispone de los siguientes ajustes: § § §

•

Mal funcionamiento de las válvulas neumáticas de corte SDV-01A, SDV-02 o SDV-04. Mal ajustado o mal funcionamiento del interruptor neumático TSH01.

Registro de aire primario (en el quemador). Registro de aire secundario (en la protección contra vientos). Registro de tiraje (en la chimenea).

Se podrá regular el consumo máximo de gas combustible mediante la válvula globo de regulación fina dispuesta en el quemador. Dicho consumo dependerá de la cantidad de calor requerido por el proceso y deberá ajustarse de modo tal que los períodos en que el quemador permanece encendido sean prolongados. Alternativamente se podrá ajustar el régimen de combustión mediante la variación de la presión del gas combustible (entre 0.5 y 1.5 bar (m)), operando sobre la válvula PRV-01. La presión de operación del quemador principal BM01A esta indicada por el manómetro PI-04.

•

Una vez adoptado un régimen de combustión (si posteriormente el mismo es modificado se deberán repetir los ajustes que se detallan a continuación), regular el ingreso de aire primario con el quemador encendido a pleno. Para ello cerrar el registro tanto como sea posible sin llegar a ver lenguas de llama amarillas radiantes. De esta manera se logra una cantidad de aire en la mezcla combustible cercana a la estequiométrica.

•

Por último se deberá regular el ingreso de aire secundario. Esta operación se lleva a cabo operando simultáneamente sobre el registro dispuesto en la protección contra vientos y sobre el tiraje de la chimenea. Una apertura excesiva provocará el apagado del quemador piloto cuando haya fuertes vientos. Un cierre excesivo en cambio, causará que el mismo se ahogue (esto también puede suceder durante el encendido, cuando el tiraje es débil), o bien producirá hollín en la chimenea debido al ingreso insuficiente de aire para la combustión. Como primera aproximación establecer el registro de tiraje al 50 %. Luego cerrar casi totalmente la entrada de aire en la protección contra vientos en el quemador. El cierre debe llegar al punto en que la llama se torne amarilla. Además, otro indicador es el ruido emitido por el quemador, característico de los

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sopletes. Al cerrar demasiado los registros de aire secundario el sonido mencionado se apagará indicando la falta de aire. •

Luego que el calentador comience a entrar en régimen de operación y el baño de agua alcance aproximadamente los 100 °C, el mismo venteará primero el aire contenido y luego vapor de agua a través de la válvula utilizada para el llenado. Cerrar dicha válvula una vez asegurada la purga de aire. Esta operación es muy importante, ya que la presencia de aire en el baño de vapor hará perder eficiencia al equipo.

5. Parada •

Apagar cada uno de los quemadores principales BM-01A y BM-01B, cerrando el paso de gas combustible mediante sus correspondientes válvulas globo de bloqueo.

•

Apagar los quemadores piloto BP-01A/B, cerrando la válvula aguja de bloqueo del autorregulador de presión PRV-02.

•

Cerrar la válvula de bloqueo de alimentación de gas combustible.

•

Despresurizar la serpentina del calentador.

•

Bloquear y ventear todos los manómetros accionando sus válvulas de purga y bloqueo correspondientes.

•

Cuando el baño del calentador se haya enfriado por debajo de los 100 °C, despresurizar el cuerpo del mismo mediante la apertura lenta de la válvula ubicada sobre su parte superior. Luego volver a cerrar la misma para evitar el ingreso de materias extrañas al cuerpo del calentador.

•

En el caso de paradas prolongadas, será conveniente drenar totalmente el cuerpo del calentador para evitar la corrosión.

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Encendido del Calentador Puesta en marcha de calentadores no automatizados: 1. Realizar una inspección audiovisual sobre el equipo para detectar alguna anormalidad. 2. Revisar suministro de gas igual o mayor a 1,2 kg/cm2 (17 psi). (A) 3. Revisar presión regulada de 1,2 kg/cm2 (17 psi) (B) 4. Revisar presión gas a piloto no mas de 1 kg/cm2 (14 psi) (C) 5. Revisar nivel de agua (D) que debe estar a 10 cm por encima nivel de corte (verificar nivel en ¾ del visor de vidrio), sistema de control de nivel “CMAQ”. En caso de nivel insuficiente, completar con agua tratada químicamente. Responsable: Sector Integridad. Nota: NO desactivar CMAQ. Posible colapso del tubo de fuego por bajo nivel. 6. Cerrar la válvula de bloqueo del quemador principal (E-1) y la válvula de alimentación a puente de combustión (E-2). 7. Registros de aire totalmente abiertos (chimenea (F-1) y quemador (F-2). 8. Dejar ventilar como mínimo 15 minutos con el fin de evitar acumulación de mezcla explosiva. Independientemente si el equipo estuvo en marcha o no. 9. Purgar el separador de entrada y filtro en Y ( hasta no observar presencia de liquido) (G ) 10. Abrir válvula de alimentación a puente de combustión (E-2) Encender el piloto desde el lateral del tubo del fuego, no posicionarse frente al tubo para visualizar el encendido del mismo. (Con el sistema de encendido piezoeléctrico (L)), pulsando además la llave de seguro por falta de llama. Nota: NO desactivar en ningún caso el seguro por falta de llama. 11. Con el piloto encendido, se deberá posicionar el registro de chimenea (F-1) y el registro de aire secundario (F-2) del quemador al 50%. 12. Abrir en forma gradual la válvula de bloqueo (E-1) al quemador principal a efectos que la chimenea se caliente, genere efecto de tiraje y no se produzca retroceso de llama. La duración de esta maniobra es de aproximadamente 10 minutos. De esta forma se va barriendo el tubo de fuego con aire caliente paulatinamente.

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13. Registrar el aire primario (H) hasta lograr visualmente una llama azulada con un leve naranja. 14. Si se observa excesivo tiraje se deberá cerrar el Damper (F-1). 15. Durante el proceso de calentamiento del agua, se deberá ir purgando el aire del cuerpo por la válvula de purga manual (I) ubicada en la parte superior del mismo. A partir de 100ºC deberá purgar solo vapor, durante un lapso de 15 minutos, la válvula se debe cerrar y Verificar que el manovacuómetro (J) esté indicando una presión positiva. En caso contrario repetir la operación. La válvula no se volverá a abrir durante el proceso de puesta en marcha. Este punto es aplicable solo para calentadores del tipo cerrado. 16. En los calentadores atmosféricos que cuentan con válvula termorreguladora cuando la temperatura del agua en el cuerpo alcanza los 65°C verificar el funcionamiento de dicha válvula, luego aumentar gradualmente la temperatura de corte hasta llegar al valor deseado, en los calentadores indirectos abiertos la temperatura no debe exceder de 85°C a fin de evitar pérdida de agua por evaporación. 17. Controlar el corte por presión de la válvula DXSG 7501 ( K ) 18. En caso de contar con termo estática a la salida de petróleo, regularla a un valor de corte no mayor a 90 ºC. 19. Verificar a las 2hs la temperatura y presión del cuerpo, y que el piloto continúe encendido.

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Puesta en Marcha de Calentadores Automatizados 1. Realizar una inspección audiovisual sobre el equipo para detectar alguna anormalidad. 2. Dejar ventilar como mínimo 15 minutos con el fin de evitar acumulación de mezcla explosiva. Independientemente si el equipo estuvo en marcha o no. 3. Revisar suministro de gas igual o mayor a 1,2 kg/cm2 (17 psi). 4. Revisar presión regulada de 1,2 kg/cm2 (17 psi) 5. Revisar nivel de agua que debe estar a (verificar nivel en ¾ del visor de vidrio).

10 cm por encima nivel de corte

6. Revisar presión gas a piloto no mas de 1kg/cm2 (14 psi) 7. Chequear falla en panel de control. Normalizar falla y reseteo. 8. Control de alimentación de gas a piloto y quemador principal en CERO (con válvulas automáticas actuadas) 9. Inicio de secuencia de arranque de equipo 10. Rechequeo de secuencia por detección de falla (en caso de darse en los leds del panel de control) 11. Durante el proceso de calentamiento del agua, se deberá ir purgando el aire del cuerpo por la válvula de purga manual ubicada en la parte superior del mismo, hasta alcanzar normal funcionamiento del equipo.12. Observar correcto funcionamiento de equipo. Parada de calentadores por anormalidades de operación: 1. En caso de falla de funcionamiento de los elementos de control o protección del calentador, cerrar válvula de alimentación a puente de combustión (M) y solicitar mantenimiento. 2. En ningún caso suprimir elementos de protección o control.

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Parada de Emergencia de Calentadores La parada de emergencia de los calentadores es de aplicación a todo el personal propio y contratado involucrado en forma directa con la operación (Lideres de Producción, S.M.F., Operadores Multifunción) 1. Evaluar la emergencia (incendio, explosión, derrame por rotura de instalación). 2. Activar rol de llamadas de emergencia (0*, E desde radio tetra Tel.: 9862,9813). 3. Contener situación aislando del proceso la instalación a saber. A- Cerrar la válvula general de alimentación de gas del equipo (L). B- By passear el equipo derivando el fluido. B. Controles Periódicos Controlar el nivel de agua. En los calentadores abiertos verificar el nivel observando directamente si el agua cubre las serpentinas. El nivel puede variar un poco debido a la vaporización natural. Si se nota un excesivo consumo de agua es posible que tengamos pérdidas (juntas, tubo de fuego) o bien la temperatura supera los 212°F. En los calentadores cerrados el nivel de agua se controla con el nivel de vidrio. Es conveniente verificar si alguna de las válvulas del nivel no está obstruida, para ello procédase de acuerdo a lo que se indica: 1) Cerrar las dos válvulas que comunican con el interior del calentador. 2) Abrir la válvula de drenaje y vaciar el contenido del nivel. 3) Cerrar la válvula de drenaje. 4) Abrir las válvulas que comunican con el interior (primero la inferior, luego la superior). Verificar el correcto funcionamiento de los termómetros y manómetros, en caso de duda contrólese con otros de cuyo funcionamiento se esté seguro. Purgar condensados del decantador de líquidos y válvulas reguladoras de presión. Verificar estado general de la chapa protectora del revestimiento térmico y sistema general de distribución de vapor. C. Tratamiento del Agua de Calentadores Y Generadores de Vapor Se utilizará exclusivamente agua proveniente del acueducto Sarmiento-Comodoro Rivadavia.

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Para eliminar el oxígeno disuelto en el agua, se empleará sulfito de sodio. Cuando sea necesario, el control de volumen de agua agregado se efectuará mediante un tambor de 1290 litros ubicado entre el tanque y la bomba del camión abastecedor calibrado. La dilución del sulfito de sodio se hará en un recipiente de 10 litros también calibrado. Para el control del PH se tomarán lecturas cada tres meses, como impurezas del agua, sulfito remanente, registrando los valores en correspondientes. Se considerarán normales, valores de PH entre 7 y 12. se detecten valores anormales, consultar con el Departamento de Mantenimiento.

así también los archivos En caso que Integridad y

D. Procedimiento para Agregar Agua por falta de Nivel 1) Extraer 10 litros de agua del tanque de 1290 litros que se está utilizando. 2) Diluir 200 gramos de sulfito de sodio en estos 10 litros de agua (es necesario agitar el agua hasta alcanzar la dilución completa, mínimo 2 minutos). 3) Reincorporar estos 10 litros de agua con sulfito al tanque "sumergiendo el recipiente dentro del mismo" (es importante evitar la aireación del agua con sulfito que se produciría al volcar el contenido del mismo en el tambor). 4) Bombear los 1290 litros de agua dentro del calentador y repetir el procedimiento con cada tanque de agua que sea necesario agregar. Cuando sea necesario reponer toda la carga de agua, el agregado de sulfito se hará de acuerdo a la siguiente tabla: Dimensión del Cuerpo (Pies) 2.5 x 10 4 x 10 6 x 12 6 x 22 6 x 30

Capacidad Quemador BTU/Hora 500000 1000000 2000000 4000000 5000000

Sulfito de Sodio (Kg.) 0.200 0.500 1.500 2.500 3.500

La dilución del total del sulfito de sodio a incorporar podrá realizarse en el primer tambor de 1290 litros que se incorpore al calentador, teniendo en cuenta las indicaciones de los puntos (1), (2) y (3). Una vez incorporado el contenido de este tambor en el calentador, con la totalidad del sulfito, se completará la carga del mismo bombeando el agua restante.

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Un tratamiento ineficiente del agua de los calentadores y un mantenimiento preventivo inadecuado, producirán inevitablemente daños con corrosión, en algún componente del calentador. Pueden ser frecuentes las roturas de serpentina, tubo de fuego y aún del envolvente. La rotura de la serpentina quizás sea la falla más importante ya que producirá con seguridad derrames de petróleo hacia el exterior. Es posible conectar la descarga de la válvula de seguridad a un tanque ecológico instalado cerca del calentador de tal manera que ante rotura de serpentina, al aumentar la presión dentro del calentador, el fluido ( agua del calentador + petróleo ) salgan hacia un recipiente en lugar de la atmósfera. Esto si bien NO contiene el total del derrame, al menos puede mitigar el impacto ambiental. Calentador Eléctrico de Petróleo Requerimientos: • • • • • • •

Bajo costo Salto térmico (DT): 30-40ºC Caudal: 10 m3-día Bajo costo de mantenimiento Seguro Fácil de instalar Bajo costo operativo

Antecedentes de Diseño •

Sistema por calentamiento indirecto

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•

Sistema de calentamiento por gases de combustión de motores a explosión

Especificaciones Técnicas del Equipo de Ensayo • • • • • • • • •

Potencia instalada: 18 Kw Alimentación: 3x 380 Vca Presión de ensayo hidráulico: 100 Kg/cm2 Peso: 120 Kg Longitud del serpentín: 8 mts Conexión a proceso: 2” (Bridado o Roscado) Dimensiones: 0,90 x 0,80 x 0,70 mts Temperatura máxima: 100°C Instrumentos utilizados: Termostato, termo cuplas, indicador de temperatura, tablero eléctrico, etc.

Datos del Ensayo • • • • • •

Consumo: 4 Kw/hora Caudal Bruto: 4 m3/día Caudal Neto: 1,9 m3/día Temperatura de Entrada: 15ºC Temperatura de Salida: 94ºC Salto térmico ( T): 79ºC

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RENDIMIENTO

300

250

5 10 15 20

200 Salto Termico (°C)

25 30 35 150

40 45 50 55

100

60 65 70

50

0 0

10

20

30

40

50

60

70

80

Q (m 3/h)

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Cartuchos Calefactores

Tablero Eléctrico

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Beneficios • • • • • • • • • •

Bajo costo comparativo Transportable en vehículos Pick-Up (Peso ANPAR

(1)

(a) Expresión en la cual las presiones se indican por su altura equivalente en columna de líquido (metros o pies). Los términos indicados por (a) en la (1) se denominan ANPAD (altura neta positiva de aspiración disponible), entonces: ANPAD = (Pa + Hs) - (Hf + Ha + Pv) > ANPAR

(2)

La ANPA requerida es una característica de la bomba, invariable para cualquier instalación y su valor lo suministra el fabricante de la bomba. La ANPA disponible es una característica de la instalación y puede ser definida por el proyectista del sistema de bombeo relacionando las variables que en ella intervienen

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(alturas, diámetros y longitudes de la cañería de succión, velocidad del fluido, utilización de amortiguadores de pulsación, etc.) De acuerdo a lo indicado, en toda instalación deberá cumplirse que ANPAD > ANPAR; si por el contrario no se verifica esta condición, es decir, si ANPAD < ANPAR se presentarán problemas de cavitación y bloqueo de la bomba. El efecto de cavitación ocurre cuando la presión en la succión cae al valor de la presión de vapor del líquido que se bombea (Pv), formándose burbujas de vapor, las que se condensan bruscamente cuando alcanzan zonas de mayor presión en su camino a través de la bomba. Los efectos más evidentes de la cavitación son: ruido y vibración que afectan los materiales de la bomba. Otro efecto perjudicial de la cavitación es una disminución en el rendimiento de la bomba que se evidencia por un descenso de su capacidad de bombeo (bloqueo parcial o total de la bomba). En un sistema de bombeo, la altura de aceleración (Ha) constituye la componente más importante en relación a las pulsaciones de presión en cañerías y bomba, por lo cual es deseable reducir su valor a través de un adecuado diseño de la succión. A tal efecto, es recomendable considerar los siguientes factores: a) Acortar la línea de succión. b) Usar una cañería de mayor diámetro para reducir la velocidad del fluido. c) Reducir la velocidad de la bomba usando émbolos de mayor diámetro si la presión de trabajo lo permite. d) Instalar un amortiguador de pulsaciones. e) Reducir viscosidad aumentando la temperatura del fluido en los tanques.

En la Fig. 33-VI se incluye en la cañería de succión, muy próxima a la brida de succión de la bomba, un amortiguador de pulsaciones con un elemento separador flexible del tipo de vejiga que separa el líquido de la cañería del gas contenido en el cilindro elástico. El amortiguador de pulsaciones convierte la energía cinética del fluido en energía potencial por medio de la compresión del gas en el cilindro elástico. En el instante en que comienza la carrera de aspiración, la presión de la cañería a la altura del amortiguador desciende bruscamente y el cilindro elástico se expande desalojando un volumen de líquido que circula hacia el punto de menor presión que es el cuerpo de la bomba y la cara del émbolo. El fluido de la tubería de succión también se

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acelera y a medida que el émbolo se aproxima a la mitad de la carrera, la presión sobre el cilindro elástico comienza a elevarse y éste a contraerse. Pasada la mitad de la carrera el émbolo comienza a reducir su velocidad y la columna de fluido, al ser frenada por la acción del émbolo, genera un aumento de presión que será máximo al final de la carrera provocando la contracción del cilindro elástico. De esta forma el amortiguador actúa como un mecanismo de alimentación que asegura el contacto continuo entre el fluido y el émbolo; de allí la importancia de colocar el amortiguador tan próximo a la brida de succión de la bomba como se pueda. Además, la columna de fluido de succión fluirá del tanque a la bomba en forma más regular permitiendo el amortiguador que los cambios de presión resultantes sean menores. Cuando se instalan bombas con sistemas comunes de admisión y descarga la necesidad de utilizar amortiguadores de pulsación aumenta, ya que las condiciones adversas de cada bomba tienden a afectar el funcionamiento de las otras unidades. Por lo dicho, resulta evidente que el volumen del amortiguador y su presión de carga tendrán suma importancia en el buen funcionamiento del mismo. Líneas de Succión e Impulsión. En esta sección daremos normas generales que deben tenerse en cuenta cuando se instalen las bombas, no obstante cuando se requiera efectuar el diseño de una instalación o mejorar alguna ya existente deberá consultarse con el Departamento de Ingeniería. Toda reforma que se realice debe enmarcarse en los procedimientos existentes – Manejo del Cambio- Regla de oro numero 8. Línea de Succión. La cañería de succión deberá ser tan corta y recta como sea posible, evitando la instalación de codos de 90°, tees, filtros u otras restricciones. Las válvulas serán de paso total. De ser necesario introducir un cambio de dirección de la cañería, es recomendable utilizar a tal efecto codos de 45° y curvas de radio largo. El diámetro de la cañería dependerá del caudal a bombear, pero no deberá ser menor que el diámetro de la brida de succión de la bomba. Para asegurar un flujo uniforme no es recomendable el uso de reducciones que provoquen ensanchamientos o estrechamientos bruscos de la sección de la cañería. La conexión de la cañería a la bomba, para diámetros de esta mayores que la brida de succión, deberá hacerse con una reducción excéntrica y ubicando su cara recta hacia arriba de manera de evitar la acumulación de aire o vapores en la elevación. Además, para evitar perturbaciones en el flujo del último tramo de succión que se conecta a la bomba, éste deberá ser recto y de una longitud no menor de 5 diámetros de la cañería.

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En instalaciones con bombas múltiples es recomendable la alimentación individual del tanque a cada bomba. Esto previene que las pulsaciones de presión anormales y vibraciones de una bomba sean introducidas a una alimentación común donde pueden afectar la operación de otras bombas. Para evitar vibraciones en la cañería motivadas por un funcionamiento irregular de la bomba, cambios de dirección en la cañería, etc., éstas deberán estar rígidamente soportadas en distintos puntos de su longitud; el primer soporte deberá estar tan cerca de la bomba como resulte práctico. También se deberán utilizar juntas de goma flexible absorbedoras de vibraciones. Línea de Impulsión Dado que por su principio de funcionamiento la bomba alternativa suministra un caudal pulsante, se tendrán en la descarga variaciones de presión tanto por pérdidas por fricción como por cambios de velocidad, las que pueden ser amplificadas si las condiciones de succión de la bomba son inadecuadas. Por tal motivo, las instalaciones de la línea de impulsión no pueden ser adecuadamente diseñadas si no se consideran las pulsaciones de presión y las vibraciones a que se ven sometidas las cañerías. Las pulsaciones de presión pueden ser reducidas usando amortiguadores en la descarga y las vibraciones de las cañerías mediante la instalación de soportes adecuados. También utilizando juntas de goma flexibles absorbedoras de vibraciones de alta presión. La conexión de las descargas individuales de las bombas al colector se harán con curvas suaves a 45° de forma tal que coincidan las direcciones de cada flujo individual con la del colector. El colector de descarga deberá ser recto y en caso de tener que introducir alguna curva, ésta debe ser hecha utilizando codos de 45°. Las válvulas a utilizar deben ser en lo posible de abertura total. El amortiguador de pulsaciones debe ser instalado tan cerca como sea posible de la bomba, de manera que las pulsaciones sean absorbidas antes de que se difundan por la instalación. Además deberá instalarse antes de cualquier curva o restricción de la cañería. Los amortiguadores que utilizamos son del tipo de vejiga, estos compensan las variaciones de presión por cambios de volumen del elemento interior elástico que se fabrica de material sintético de gran flexibilidad. Otro elemento a tener en cuenta en las instalaciones de la línea de impulsión para proteger la bomba y sus accesorios, es la válvula de alivio por presión (Fig. 28-VI). Esta válvula, armada con el clavo correspondiente a la presión máxima de régimen de la bomba deberá evacuar todo el caudal de la bomba en operación normal. Como ya hemos indicado esta válvula deberá conectarse a la línea de recirculación a tanque,

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evitando de conectarla a la cañería de succión pues se produciría calentamiento del fluido afectando las condiciones de succión de la bomba. Además, al ser la instalación de la succión de alta presión y teniendo en cuenta que tenemos bombas con presiones de hasta 2765 psi, el impacto podría afectar la instalación de succión, amortiguador, etc. Amortiguadores de Succión y Descarga Los amortiguadores que utilizamos en nuestra operación son del tipo de vejiga (cilindro flexible), marca Joy Larkin o según recomendación del fabricante. El código de selección de los mismos se indica en el siguiente ejemplo: Amortiguador SG 150 4 F S: designación del modelo S = 300 pulg3 M = 1200 pulg3 Sin letra indica modelo regular: 600 pulg3 G: tipo de cabezal G - surcado (de admisión solamente) T - roscado

150: Presión máxima de operación (psi),(deberá ser igual o mayor que la presión máxima de funcionamiento del sistema. 4: Diámetro de la conexión (pulg.) F: tipo de conexión F - bridada G - vitaulic T - roscada

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Instrucciones para la carga. Para la carga de los amortiguadores se utiliza preferentemente nitrógeno debido a su inactividad química, el que además no produce el envejecimiento de la goma sintética del cilindro flexible. Para la carga inicial o servicio del amortiguador se detiene la bomba y se siguen las siguientes instrucciones: 1) Cerrar las válvulas de las líneas de succión o de impulsión según corresponda.

2) Válvula de carga (C) (Fig. 34-VI). Abrir la válvula de escape (A). Retirar el protector (B) de la válvula de carga. Aflojar la tuerca (D) dos vueltas completas. 3) Utilizando nitrógeno solamente, cargar el cilindro flexible a través de la válvula de carga con la presión de funcionamiento que se indica a continuación: Succión: para las series "S" (300 pulg3) y "regular" (600 pulg3): 90 % de la presión de funcionamiento de la línea, y para la serie "M" (1200 pulg3): 50%. Descarga: determinar la presión de carga recomendada en el gráfico de la Fig. 34-VI. 4) Cerrar la válvula de escape (A). 5) Apretar la tuerca (D) de la válvula de carga y colocar el protector (B). 6) Cuando esté en funcionamiento el sistema abrir la válvula de escape (A) hasta que salga fluido y cerrar la válvula.

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Fig. 34-VI

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Tanques Los tanques son utilizados para recibir, almacenar y ensayar la producción de los pozos y para efectuar la calibración de los separadores de ensayo (tanques comunes de ensayo en una estación satélite típica). Las estaciones que reciben la producción de los pozos afectados a recuperación secundaria cuentan además con tanques de ensayo especialmente diseñados para tal función, denominados "tanques de ensayos separadores de agua libre" cuya descripción se efectuará más adelante. Como puede verse en la Fig. 1-VI (diagrama de una estación satélite tipo) los tanques están comunicados entre sí por las conexiones de succión, las conexiones de entrada de fluido y las conexiones de alimentación de vapor a las serpentinas que calefaccionan el fluido en los tanques. Uno de los tanques cuenta con el dispositivo automático de control de nivel, constituido por: el conjunto 231-C, control piloto 779-K (controla el acelerador automático de la bomba) y la microválvula de tres vías, que gobierna la válvula de recirculación. Este tanque tiene además un vertedero de emergencia conectado al tanque ecológico, o piletas con mantas impermeabilizantes y redes antiaves. (Cumplen la función que cumplían anteriormente las piletas de tierra). El otro tanque de almacenaje se lo utiliza también para ensayar la producción de los pozos (tanque común de ensayo). A tal efecto se efectúan las mediciones de petróleo y agua que contiene el tanque y luego se determinan los correspondientes volúmenes en m3 utilizando la tabla de calibración del tanque. En el Capítulo VIII "Control de la Producción" se indicará la forma de efectuar dichas mediciones y la determinación de los volúmenes de fluido, petróleo y agua. Completan las instalaciones de los tanques: las conexiones de drenaje, líneas de alimentación de gas para automáticos y los accesorios: válvulas de paso; escalera exterior e interior, tapa de entrada de hombre (superior y lateral), válvulas de presión y vacío, arrestallamas, sistemas de inertización, barandas de protección, pasarela, boca de medición y tubo de sondeo. Tanque de Ensayo Separador de Agua Libre. Este tanque (Fig. 35-VI) se utiliza para ensayar pozos de elevada producción de fluido y alto porcentaje de agua (160 a 600 m3fpd y 95 % o más de agua), los que presentan problemas durante su ensayo en los tanques comunes. En efecto, debido a la alta producción de fluido y elevado porcentaje de agua de estos pozos, su ensayo en los tanques comunes hace que pequeños errores en las mediciones de interfase (petróleo-agua) o en la toma de las muestras, ocasionen errores significativos en la determinación de la producción. En el Capítulo VIII "Control de la Producción de Petróleo y Gas" se indicará en detalle el procedimiento de ensayo.

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Fig. 35-VI Las características constructivas más notables de estos tanques son las siguientes: Fondo cónico: permite drenar totalmente el tanque al finalizar cada ensayo y eliminar la medida del stock inicial. De esta forma se simplifica el procedimiento de medición y se reducen los errores. Sifón de drenaje: permite drenar automáticamente el agua separada y prolongar el tiempo de ensayo con lo que se logra acumular mayor cantidad de petróleo en el tanque. Conjunto tomamuestras: constituido por un recipiente cilíndrico totalmente comunicado con el tanque y un tubo de muestreo. Permite obtener una muestra continua del fluido contenido en la zona de medición superior del tanque, siendo innecesario determinar la posición de la interfase agua-petróleo. Dispositivo medidor de fluido: la medición del fluido que ingresa al tanque se realiza en la zona calibrada inferior que cuenta con un timer que es activado y desactivado por un par de flotantes ubicados en los extremos de dicha zona.

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Operación del tanque de ensayo: el fluido entra en la zona de separación del tanque a través del distribuidor. El agua separada desciende, ingresa al colector y pasa por el sifón de drenaje hacia los tanques de producción. El petróleo separado del agua asciende y se almacena en la zona de medición del tanque. Este proceso es continuo y como el agua drena automáticamente no existe limitación de volumen por lo que el ensayo puede prolongarse hasta obtener en el tanque una cantidad medible de petróleo (la limitación está dada por la capacidad de petróleo que pueda contener el tanque). Durante la operación se debe controlar el contenido de petróleo en el agua drenada para lo cual se toman muestras y se determinan las partes por millón (ppm) de petróleo contenidas en el agua drenada. Un valor alto de esta determinación (mayor de 40 ppm) significa que se está sobrepasando la capacidad de procesamiento del tanque (excesivo caudal de fluido) o que la dosificación del producto químico (desemulsionante o clarificador) no es la adecuada y deberá ser incrementada. Medición de la Producción Medidores Másicos: la medición del fluido que se bombea de la estación satélite a la planta deshidratadora de petróleo se realiza con un medidor másico. La instalación como puede verse en la Fig. 36-VI consta de: •

Puente de medición.

•

Medidor de caudal Másico.

•

Instrumento

•

Receptor de lectura.

•

Accesorios

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Fig. 36-VI

El medidor Másico define diariamente la producción real de las estaciones satélites, tanto en lo que respecta al fluido total como al petróleo seco correspondiente. Este caudalímetro, está formado por tres bloques funcionales, Sensor, Transmisor y Net Oil Computer. Este último bloque (NOC), es el encargado de calcular y registrar las siguientes variables: • • • • • • • •

Caudal instantáneo de fluido. Tiempo de ensayo. Caudal instantáneo de petróleo. Caudal instantáneo de agua. Caudal acumulado de agua. Porcentaje de agua. Temperatura del fluido. Densidad de la emulsión a la temperatura del fluido.

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Es importante destacar que todos los valores están compensados en temperatura (15ºC). Y los mostrados automáticamente, son promedios diarios. Tambien cabe destacar, que todos se obtienes a partir de la medición de la masa y la densidad del fluido que circula por el sensor. La tecnología desarrollada en el caudalímetro Másico, nos brinda la posibilidad de ser controlado a distancia, transmitiendo señales proporcionales al porcentaje de agua través de un lazo de 4-20 ma. o señales de pulsos proporcionales al caudal acumulado de agua y petróleo a una PC remota. En el caso de Golfo San Jorge por medio del sistema SCADA. El panel del instrumento receptor tiene en la parte superior un totalizador digital que indica la producción de fluido en m3/día, porcentajes de agua, volumen neto de petróleo, caudales instantáneos y totalizadores. La producción diaria se determina a través de las lecturas del totalizador registradas cada 24 horas. En la actualidad esta información se toma en forma automática mediante el Sistema de Control y Supervisión Remota (ver información detallada en el capítulo del mismo nombre). Este sistema puede ser consultado en cualquier momento, y así disponer de la información.

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La energía es suministrada por sistemas de paneles solares.

Medidores de Turbina: cuando se instalen, deberá verificarse su rango de medición de caudal recomendado por el fabricante. En la Fig. 37-VI se muestra un gráfico para las turbinas Halliburton en el que se indica el rango de medición para cada diámetro de turbina en galones por minuto y la caída de presión que experimenta el fluido a través de la misma en psi (para pasar de GPM a m3/día multiplicar los GPM por 5.45).

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127- VI

Fig. 37-VI A continuación se indican los rangos de medición de las turbinas utilizadas en nuestra operación:

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Rango de Medición

GPM

m3/día

1-1/2"

15-105

82-572

2"

40-400

218-2180

4"

100-1200

545-6540

6"

200-3000

1090-16350

Instalación 1) El medidor se puede instalar en forma horizontal o vertical. La dirección del flujo en la línea de conducción debe corresponder con la flecha que está indicada en el cuerpo del medidor. 2) Al instalar el medidor se requiere una sección recta de tubería sin restricciones con una longitud mínima de cinco diámetros de tubería antes y después del medidor. Ejemplo: diámetro del medidor 4", longitud recta mínima: 5" x 4" = 20". 3) Obsérvese las siguientes indicaciones al instalar el medidor: a. Limpiar el filtro antes de instalar el medidor. c.

No golpear el medidor para evitar daños en su interior.

d. No exceder los rangos de caudal recomendados por el fabricante. e.

Verificar que el sentido de flujo coincida con el de la flecha impresa en el medidor.

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Caudalímetro Ultrasónico por Tiempo de Tránsito Instalación

Una vez que se calcula el tiempo de tránsito diferencial, se deben tomar en cuenta numerosas variables adicionales. La velocidad total del fluido se calcula de varias velocidades individuales que varían según la distancia de la pared de la cañería. Las

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velocidades en el centro de la cañería son mayores que las velocidades cerca de la pared de la cañería. La combinación de estas velocidades individuales para un tipo de fluido específico de cañería, produce una velocidad de distribución conocida como el perfil del fluido, la cual es una función del número de Reynolds. Los efectos del perfil del fluido son tenidos en cuenta cuando se calcula la velocidad del fluido, siempre y cuando el medidor se configure correctamente. El medidor multiplica esta velocidad por el área transversal de la cañería, para obtener el fluido volumétrico. Condiciones Necesarias para la Instalación del Caudalímetro 1) El lugar seleccionado debe tener al menos 10 diámetros de tramo recto aguas arriba del medidor y 5 diámetros de tramo recto aguas abajo de codos, conexiones T, válvulas, orificios. 2) En caso de estar próximo a válvulas de control es necesario instalarlo algunos diámetros aguas arriba, para mejorar la precisión. Cinco diámetros aguas abajo son usualmente suficientes. 3) Dentro de lo posible, es recomendable que el caño donde se instale el medidor esté en buenas condiciones. Exceso de corrosión o incrustaciones severas pueden producir que el medidor no tenga las condiciones de operación. Deshidratación del Gas El gas natural producido del pozo contiene vapor de agua y otros hidrocarburos fácilmente condensables (gasolinas), que deben ser eliminados en la forma más completa posible pues dichos componentes contribuyen en menor o mayor grado a dificultar el transporte del gas a través del sistema general y redes secundarias. La gasolina debe ser eliminada para evitar su condensación en la cañería y reducir por tal motivo su diámetro útil. El vapor de agua ocasiona los mayores inconvenientes ya que su condensación en la línea disminuye la eficiencia de la conducción y en la temporada invernal provoca obstrucciones por congelamiento. Además, el gas en presencia de agua y a determinadas temperaturas y presiones forma hidratos (compuestos sólidos con apariencia de hielo) que pueden provocar obstrucciones en válvulas y tramos de la cañería. Instalaciones. Para eliminar la humedad del gas se emplean varios métodos; en nuestra operación utilizamos plantas que operan con Trietilenglicol (National, BS&B, Salcor, Armexas,QB. Johnson). En esta sección describiremos el funcionamiento de una planta deshidratadora tipo, y adicionamos esquemas y características de algunas específicamente. La misma está compuesta de las instalaciones que se indican:

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Scrubber El gas que sale del separador general pasa por el radiador donde pierde temperatura, y los condensados: agua y gasolina o pequeñas gotas de petróleo arrastradas por el flujo de gas son retenidos en el scrubber. Los elementos internos que tienen estos equipos para efectuar la separación Gas– condensador, están constituidos normalmente por un deflector a la entrada y en la parte superior un rompeniebla (Fig. 38-VI). El líquido (agua y gasolina) se acumula en el fondo del recipiente y su nivel se controla con un flotante que actúa en forma mecánica sobre una válvula tipo LFA-401 DP (ver detalle en la Fig. 38-VI). El scrubber cuenta además con los siguientes elementos de control y seguridad: un indicador de nivel de vidrio en la parte inferior, un manómetro, un termómetro y una válvula de seguridad ubicada en la parte superior del recipiente y disco de ruptura. Fig. 38-VI

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Torre de Absorción (Torre de Contacto) La torre de contacto como se ve en la Fig. 39-VI está constituida interiormente por una serie de platos con campanas de burbujeo, un serpentín y un retenedor de niebla. Los elementos de control y seguridad consisten en: un control automático de nivel del glicol tipo CTQ-406 que actúa sobre una válvula operada a diafragma tipo DSA-160, un indicador de nivel de vidrio, termómetro, manómetro y una válvula de seguridad ubicada en la parte superior del recipiente. El gas a tratar entra por la conexión inferior y sale deshidratado por la conexión superior. El glicol entra a la torre por la conexión superior, pasa a través del serpentín, desciende por los distintos platos de burbujeo y se colecta en la parte inferior cuyo nivel controla el dispositivo CTQ-406. El gas en su recorrido ascendente pasa por los platos de burbujeo llenos con glicol donde se produce el contacto íntimo. Fig. 39-VI El gas cede su vapor de agua al glicol, pasa a través del intercambiador de calor (serpentín) para enfriar el glicol y a través del rompeniebla ubicado en la parte superior de la torre. El rompeniebla retiene las pequeñas gotas de líquido que pueden ser arrastradas por el flujo de gas. El glicol húmedo cuando alcanza un determinado nivel que controla el conjunto CTQ-406 y la válvula DSA-160, sale de la torre y circula hacia la planta deshidratadora de glicol desplazado por la presión de operación de la torre.

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Deshidratación de Glicol El equipo consta de: el rectificador de glicol, compuesto por: un calentador de fuego directo y las torres ciega y de destilación, el tanque de glicol seco que contiene un intercambiador de calor (serpentina), las bombas alternativas, filtros y accesorios de control (Fig. 40-VI).

Fig. 40-VI

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El glicol húmedo de la torre de contacto pasa por el intercambiador de calor del tanque de glicol seco, por los filtros y entra en la torre ciega, donde se separa parte del agua que sale al exterior en forma de vapor. Luego pasa a la torre de destilación en la que el glicol entra en contacto a contra corriente con los vapores generados en el calentador. Estos vapores se componen fundamentalmente de vapor de agua y pequeñas cantidades de vapores de glicol y gasolina. El glicol que desciende por la torre condensa a los vapores de glicol. Los vapores de agua y gasolina salen al exterior. El glicol húmedo desciende y entra al calentador donde se separa el agua remanente en forma de vapor. El glicol ya deshidratado desborda por un vertedero al tanque de glicol seco de donde es bombeado a la torre de contacto, con lo que se completa el ciclo. El tanque tiene un control de nivel de vidrio que permite además verificar el estado del glicol. Como los vapores del glicol son corrosivos, se hace circular gas del sistema por la parte superior del tanque para arrastrar los vapores hacia la torre de destilación. Bombas Son del tipo alternativas, de desplazamiento positivo y pueden ser de simple o de doble efecto. En la Fig. 41-VI (a) vemos un esquema en corte de una bomba de simple efecto; el émbolo buzo que impulsa el glicol está accionado por un conjunto motriz neumático que funciona con gas a presión. Un sistema mecánico accionado por el cuerpo del émbolo buzo actúa sobre la válvula de alimentación de gas la que deja pasar el fluido motor (gas), alternativamente en una y otra cara del pistón motriz en cada extremo de carrera, produciendo de esta forma el movimiento alternativo del conjunto. En nuestra operación utilizamos bombas de este tipo (Union Simplex, WKM, Mirbla y Texteam). Para mantener la bomba en buenas condiciones de operación es importante controlar el sistema de lubricación de la parte motriz. Otro detalle a tener en cuenta es el estado de las empaquetaduras; si se notan pérdidas de glicol a través de ellas será necesario reemplazarlas para evitar el consumo de glicol por tal motivo. El lubricador que utilizamos es el tipo "Norgren" que está instalado en la línea de alimentación de gas de las bombas. El gas que circula arrastra el aceite en forma de niebla lubricando la parte motriz de las bombas. En las plantas deshidratadoras de alta presión se utilizan bombas marca "Kimray" en las que el fluido motor lo constituye el glicol húmedo que proviene de la torre de contacto. Nota: en invierno usar aceite lubricante SAE 10 y en verano SAE 30. En la Fig. 41-VI (b) se muestra un esquema de otro tipo de bomba; es una bomba de doble efecto con dos pistones solidarios a un vástago que efectúan el bombeo de glicol seco a la torre de contacto impulsados por el glicol húmedo que proviene de la torre. En

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dicha figura se muestra el circuito de glicol motriz y el detalle de succión e impulsión de glicol seco. Las válvulas manuales de regulación permiten variar el caudal circulante del fluido motor (glicol húmedo) con lo que variamos en igual proporción el caudal de glicol seco que circula por la torre de contacto.

Fig. 41-VI

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Filtros Su objeto es retener toda suciedad que pudiese arrastrar el glicol. En nuestra operación utilizamos filtros marca "Peco" de cuatro elementos filtrantes; su diseño prevé un sistema de alivio interior que permite el libre flujo de glicol cuando los elementos filtrantes se obstruyen. La válvula de alivio esta regulada para abrir a 25 psi de presión. La caída de presión a través del filtro se controla con dos manómetros que están ubicados respectivamente en la tapa del filtro y en la parte inferior del recipiente. Dicha caída de presión oscila entre 5 y 10 psi. Cuando se observa un aumento progresivo de la presión es indicio de que los elementos filtrantes están sucios, por lo tanto se deberán reemplazar en lo posible antes que se produzca la apertura de la válvula de alivio. Para reemplazar los elementos filtrantes se cierran las válvulas de entrada y salida del glicol, se descarga la presión del filtro a través de la válvula de drenaje y luego se quitan los bulones de la tapa. Procesos de Deshidratación del Gas En esta sección daremos los conceptos básicos sobre el proceso de deshidratación del gas natural a fin de que el Supervisor conozca las variables que intervienen en el mismo. Los ejemplos que se indican son a título ilustrativo por lo que toda vez que se requiera mejorar las instalaciones u optimizar este proceso, deberá consultarse con el Departamento de Ingeniería. Es muy importante conocer las características físicas y químicas del gas a tratar, ANTES de decidir que tipo de planta de tratamiento se instalará para el proceso o en plantas ya en funcionamiento, corregir problemas serios y costosos. El punto de rocío que se describe más adelante, preemitirá determinar el contenido de agua. Ensayos de cromatografía del gas preemitirán conocer el tipo y cantidad de componentes tales como gasolinas, propano, butano, etc. Por lo general los hidrocarburos livianos condensan en temperaturas cercanas a cero grado Centígrado pero en muchos casos donde el gas a tratar es muy rico, la gasolina especialmente, condensa a temperaturas inferiores a 0 ºC ( -10 ºC a -20 ºC ), esto requerirá de un sistema adicional de enfriamiento no muy común en las plantas de glycol o bien de enfriamiento adicional de los aeroenfriadores o radiadores; el uso de

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ventiladores eléctricos puede ser muy útil para bajar la temperatura del gas por debajo de 0ºC. La gasolina que es un hidrocarburo liviano, que no sea retenida por el scrubber, pasará junto con el gas hacia la torre contactora e invariablemente contaminará el glycol, muy susceptible de contaminarse con hidrocarburo, esto producirá espuma y el glycol será arrastrado por el gas hacia la línea con una pérdida económica importante ya que el glycol contaminado se degrada y NO es posible re-utilizarlo aún cuando se recupere. Como hemos visto, el gas a tratar pasa previamente por el radiador y el scrubber en el que se separan del gas los condensados: gasolina y agua. Para eliminar la humedad del gas utilizamos en nuestra operación plantas que operan con Trietilen Glicol (TEG) que como hemos visto consisten de: una torre de absorción (torre de contacto), un rectificador del TEG con un depósito para el mismo y los accesorios (bombas, filtros, etc.). El Trietilen Glicol es un compuesto químico cuya característica más importante es la gran avidez por el agua, siendo por ello utilizado como elemento extractor de la misma en el gas natural. Considerando que el gas proveniente de los pozos esté saturado con vapor de agua, la cantidad de agua que puede tener el gas a distintas presiones y temperaturas puede estimarse del gráfico para gas natural que se indica en la Fig. 42-VI, así por ejemplo a 300 psi y 60°F el gas saturado, puede contener hasta 48 Lbs. de agua/millón de pie3 de gas. (0.8 cm3 agua/m3 gas). Otro método útil de indicar el contenido de agua de cualquier gas es en términos del "punto de rocío" del agua en el gas. Denominamos "punto de rocío" al valor de la temperatura a la cual el vapor comienza a condensar, a una determinada presión. La temperatura del punto de rocío depende de la presión a la cual efectuamos la determinación. Por ejemplo, del gráfico de la Fig. 42-VI un gas que contenga 48 Lbs. agua/MMpie3 gas a una presión de 300 psi tendrá un punto de rocío de agua de 60°F, si ese gas se regula por medio de una válvula a 100 psi el gas seguirá manteniendo la misma cantidad de agua (48 Lbs/MM pie3), pero el punto de rocío será ahora 31°F. Por esto es necesario siempre que informemos la temperatura del punto de rocío, dar la presión a la cual se efectuó la determinación.

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Fig. 42-VI

Medidor de punto de Rocío Marca Shaw El medidor de punto de rocío Shaw es un equipo sencillo de operar, pesa alrededor de 5 kg, y es provisto dentro de una caja casi cuadrada (20 cm x 20 cm x 27 cm). Para medir se conecta a la válvula de muestreo con una manguera y se deja fluir el gas por dentro del equipo. La humedad de la muestra puede ser conocida en pocos minutos (Fig. 43-VI).

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El procedimiento normal para realizar el ensayo con este equipo es el siguiente: 1) Colocar la perilla de accionamiento en la posición BATT y comprobar la carga de las baterías. 2) Abrir la válvula de muestreo y comprobar que no haya salida de suciedad o condensado. Si hay algo de suciedad o condensado arrastrado por el chorro de gas, purgar hasta eliminarlo o abandonar el ensayo. (Generalmente este problema puede aparecer a la entrada del Scrubber). 3) Sin presencia de suciedad o condensado, interconectar la válvula de muestreo con cualquiera de las dos conexiones del cilindro superior del equipo Shaw 4) Ajustar la válvula de muestreo hasta obtener un pasaje suave a través del Fig. 43-VI instrumento. (5 a 10 l/min es ideal. Aunque el caudal no es sumamente crítico para la medición, no debe exceder los 20 l/min) 5) Dejar fluir el gas a través del equipo durante un intervalo de dos ó tres minutos con el objeto de purgar la manguera de interconexión. Tapar el orificio de salida de gas del cilindro superior con un dedo, hasta que la presión lo haga ascender. Remover el dedo cuando el cilindro alcance el punto máximo. (Si no hay suficiente presión para elevar el cilindro, conectar una manguera en el orificio de salida y levantar a mano dicho cilindro). 6) La aguja del instrumento se moverá rápidamente (5 minutos) indicando la humedad contenida en la muestra. Si la aguja se mueve hacia el extremo húmedo (hacia la derecha) y luego hacia la izquierda, significa falta de purga antes de elevar el cilindro. Si hay dudas acerca del caudal utilizado, incrementar el caudal después de alcanzar la lectura máxima. Si la aguja se mueve hacia la zona seca, significa que el caudal utilizado previamente era bajo.

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7) Una vez terminada la lectura, bajar el cilindro superior y el equipo estará en condiciones para el próximo ensayo. 8) Interpretación de las lecturas: la escala superior del dial del equipo marca el punto de rocío, a presión atmosférica. Con ese valor entrar en la regla circular en la escala "Dew point temperature centigrade" y leer el contenido de agua en las distintas escalas que la circunscriben. Ejemplo: lectura -30 ºC = -22ºF = 0.28 mg de agua/litro de gas = 18 lb de agua/millón de pie cúbico a 60 ºF y una atmósfera = 370 partes por millón de vapor de agua en volumen (vpm) a una atmósfera = 0.276 mmHg presión de vapor de agua. Para 7 lb de agua por millón de pie cúbicos de gas, el punto de rocío de gas es de -38.2 ºC "La depresión del punto de rocío" (eliminación de agua) es la diferencia en grados de temperatura entre el punto de rocío del gas de entrada y el de salida de la torre de contacto. La depresión del punto de rocío es producida por el proceso de deshidratación del gas. Normalmente las especificaciones comerciales para el transporte de gas en gasoductos indican que el contenido de vapor de agua en el gas no debe superar 7 Lbs.agua/MMpie3 gas (0.15 cm3 agua/m3gas). Por ejemplo, del gráfico Fig. 42-VI si la presión es 1000 psi, tal condición corresponde a un punto de rocío del agua de 32°F; por lo tanto un gas cuyo punto de rocío a la entrada de la torre de contacto, es 75°F a 1000 psi, debe tener una depresión del punto de rocío de (75 - 32 = 43°F). Las condiciones principales según las cuales pueden formarse hidratos en el transporte del gas son: •

Gas por debajo del punto de rocío del agua y en presencia de agua libre.

•

Bajas temperaturas del gas.

•

Altas presiones.

En nuestra operación, y en lo que respecta al gas asociado, la tercera condición no es un problema, ya que el transporte del gas se realiza a baja presión. Por lo tanto, atendiendo a las dos primeras lo que trataremos de lograr es que el gas a la salida tenga un bajo punto de rocío para garantizar que a bajas temperaturas no se verifiquen problemas por formación de hidratos. Además, a presión constante y con un bajo punto de rocío del gas se tendrá menor cantidad de agua por millón de pie3 de gas, con lo que se logra menor cantidad de agua libre en la cañería en caso que la temperatura descienda mucho. Este agua podrá ser eliminada de la línea mediante los "drips" instalados en su trayecto y evitar de esta manera que pueda obstruirse la cañería por congelamiento.

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Temperatura de operación La temperatura del gas de entrada a la torre de contacto influye en la eficiencia del proceso de deshidratación. Si la presión es constante, a mayor temperatura del gas de entrada, mayor será la depresión del punto de rocío para llevar el gas a las condiciones de gasoducto (es mayor la cantidad de agua que debe eliminar la torre). En otras palabras, para lograr un menor punto de rocío a la salida es recomendable una menor temperatura del gas a la entrada. Sin embargo se considera que 50 °F es la temperatura mínima de operación debido a que el glicol es demasiado viscoso a menores temperaturas y se torna ineficiente el proceso. También 100°F es límite superior práctico de la temperatura de operación ya que a medida que esta temperatura aumenta, las pérdidas de glicol por evaporación resultan mayores. Cuando se utilicen calentadores de entrada para prevenir la formación de hidratos y congelamiento en válvulas, etc. (caso pozos gasíferos) no debe aumentarse demasiado la temperatura del gas. Concentración de glicol El glicol que sale de la torre de contacto (glicol húmedo) se deshidrata en la planta rectificadora de glicol para luego volver al ciclo. Cuanto más concentrado (seco) sea el glicol que entra a la torre de contacto, mayor será la eficiencia de deshidratación del gas. El grado de deshidratación del glicol que pueda lograrse, depende en primer lugar de las especificaciones de diseño de la planta de glicol. Así por ejemplo, tendremos plantas cuyo diseño garantiza una eficiencia de concentración del glicol de: 98.5 %wt; 99.0 %wt; 99.5 %wt; (peso) etc. Esto significa que si la eficiencia de una planta de glicol es de 98.5 % la concentración de glicol será 98.5 % y el resto, 1.5 % es agua incorporada al glicol en el proceso (que la planta no elimina). Conocida entonces la eficiencia de la planta podrá determinarse si la misma trabaja de acuerdo a las especificaciones de diseño. Para ello se realiza un análisis de determinación de agua: la muestra de glicol se debe tomar a la salida del tanque de glicol seco. Otros factores que influyen en el grado de deshidratación del glicol son: la capacidad de tratamiento de la planta que está relacionada con el caudal de circulación del glicol (como veremos más adelante) y la temperatura del calentador. Para lograr una concentración adecuada del Trietilen Glicol, la temperatura del calentador debe mantenerse entre 375°F y 390°F. Es importante controlar el valor máximo de temperatura para evitar la degradación del (TEG) que ocurre alrededor de los 404°F.

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Caudal de circulación del glicol Cuando conocemos la concentración del glicol y el número de platos de burbujeo que tiene la torre de contacto, la depresión del punto de rocío del gas saturado es función de la velocidad de circulación del glicol. Las torres de contacto standard tienen 4 a 8 platos de burbujeo. La circulación del glicol para asegurar un buen contacto gas-glicol varía de 3 a 5 gal/Lbs. de agua en el gas. El valor práctico de operación de un sistema deshidratador standard es 3 gal/Lbs. de agua a eliminar. Un caudal de circulación excesivo, especialmente por encima de la capacidad de diseño, sobre-carga la planta rectificadora de glicol e impide una buena reconcentración del glicol. En general una mayor depresión del punto de rocío es más fácil de lograr aumentando la concentración de glicol que el caudal de circulación. Ejemplo: Supongamos el siguiente caso: caudal de gas a deshidratar = 50400 m3/d (1800000 pie3/d), punto de rocío del gas a la entrada de la torre de contacto = 40°F, presión de operación = 85.3 psi (100 psia). Si adoptamos un valor límite de 7 Lbs. agua/MMpie3, tendremos: a. Contenido de agua del gas a la entrada; del gráfico Fig. 42-V para 40°F y 100 psia, encontramos que el gas puede contener 67 Lbs. agua/MM pie3. b. Punto de rocío del gas a la salida; del gráfico para 7 Lbs. agua/MMpie3 y 100 psia, encontramos: - 15°F. c. Depresión del punto de rocío: 40 - (-15) = 55°F d. Agua a eliminar:

67 - 7 = 60 Lbs.agua/MMpie3 gas

Total = 1800000 pie3 gas x 60 Lbs./MMpie3 gas = 108 Lbs. de agua e. Caudal de circulación del glicol: adoptando el valor práctico de 3 gal/Lb. agua tendremos: Q glicol = 3 gal/Lb. agua x 108 Lbs. agua = 324 gal.glicol/día Q glicol = 324 = 13.5 gal/hora 24 Por lo tanto, con el dato de 13.5 gal/hora recurrimos al gráfico de caudales de la bomba suministrado por el fabricante y determinamos los golpes por minuto a que debe trabajar la misma para mantener dicho caudal horario de glicol en el sistema. En caso de no

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contarse con los gráficos de la bomba, el caudal puede determinarse intercalando en el sistema un medidor de caudal del tipo de desplazamiento positivo. También podemos estimar el caudal circulante de la siguiente manera: se cierra la válvula manual de la cañería de descarga del glicol de la torre de contacto y se mide la altura del nivel por unidad de tiempo. Esta altura multiplicada por el área de la sección interna de la torre dará el volumen de glicol bombeado: h [cm/min] x A [cm] = Q glicol [cm/min]

Por ejemplo, en el caso anterior determinamos que el caudal de glicol era: Q = 13.5 gal/hora = 13.5 gal/hora x 3785 cm3/gal x

1h = 851.6 cm3/min 60 min

Suponiendo una torre de contacto Natco, su diámetro interior es de aproximadamente 75 cm. Área = 75 2 π = 4415 cm2 4 De acuerdo a lo visto: Q glicol = h x A

∴

h = Q glicol = 851.6 cm3/min = 0.192 cm/min A 4415.6 cm2

Es decir, midiendo el incremento de nivel por unidad de tiempo "h" podemos verificar si el caudal de circulación es el que hemos estimado. Nota: Si se dispone de equipo adecuado, medir el punto de rocío a la entrada de la torre de contacto, y con el contenido de agua correspondiente estimar el caudal de circulación de glicol.

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Dispositivos Automáticos de Control. Control de Nivel de glicol en la Torre de Contacto. El sistema está formado por el control de nivel (flex-tube) CTQ-406 que actúa sobre la válvula operada a diafragma DSA-160 de acción normalmente cerrada. En la Fig. 44-VI se muestra un esquema del funcionamiento: el conjunto recibe gas del sistema que regula una válvula tipo 67-FR, el gas de alimentación pasa por un orificio (a) que deja pasar un reducido flujo que se ventea por la boquilla (b). En esta posición los manómetros no acusan presión y la válvula DSA-160 permanece cerrada por la tensión del resorte regulador. Cuando el nivel de glicol sube, el flotante del dispositivo de control provoca el cierre del orificio de la boquilla y aumenta la presión hasta el valor de registro de la válvula de descarga, con lo que ésta comienza a abrir permitiendo la salida del glicol.

Fig. 44-VI

El nivel de glicol en la torre puede regularse alejando o acercando la boquilla a la placa de cierre del control, si se desea elevar el nivel se enrosca la boquilla en el caso contrario se desenrosca. A su vez la válvula DSA-160 puede regularse a la presión más conveniente ajustando el tornillo regulador.

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Es importante mantener limpio el sistema de alimentación (válvula reguladora 67-FR) para evitar el taponamiento del orificio (a) o la boquilla (b). Sí se obstruye el orificio no podrá operar la válvula de descarga con lo que el nivel de glicol subiría hasta escapar por la conexión superior de la torre. Si se tapa la boquilla, la válvula de descarga permanecería abierta y esto podría provocar el escape de gas de la torre de contacto a la planta de glicol con el consiguiente peligro que ello implica. Control de Temperatura del Rectificador de Glicol. Los controles de temperatura que utilizamos en los equipos Natco son los siguientes: CTS-1030 y CTS-5025-B. a. Control de temperatura CTS-1030. El sistema está formado por el control de temperatura CTS-1030 que actúa sobre la válvula operada a diafragma DSG-7501 de acción normalmente cerrada. En la Fig. 45-VI (a) se indica un esquema de funcionamiento del conjunto. El control de temperatura esta constituido por: el elemento sensible (bulbo) que va instalado en el interior del calentador, y el conjunto receptor y de regulación que es exterior. El conjunto receptor y de regulación esta constituido por: las conexiones de alimentación y salida de gas con sus respectivos manómetros, el eje transmisor de movimiento, el orificio (a), la boquilla (b), la placa de cierre y la perilla de regulación. Funcionamiento. El gas de alimentación pasa por una válvula reguladora tipo 67-FR y entra al control por la conexión (1). Al pasar por el orificio (a) se produce una caída de la presión y un pequeño flujo de gas escapa por la boquilla, en esta condición la válvula DSG-7501 está cerrada. Cuando la temperatura desciende en el rectificador, el sistema térmico se contrae y el eje transmisor del movimiento empuja a la placa que cierra el escape de gas por la boquilla. La presión se incrementa hasta que al alcanzar el valor de registro de la válvula DSG-7501, esta comienza a abrir y pasa el gas al quemador. Cuando el glicol llega a la temperatura de régimen el ciclo se invierte y la válvula DSG-7501 cierra. Para regular el control a la temperatura deseada se gira la perilla a la derecha para aumentar la temperatura, o hacia la izquierda para disminuirla.

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b. Control de temperatura CTS-5025-B. El sistema está formado por el control de temperatura CTS-5025-B que actúa sobre la válvula operada a diafragma DSG-7501 de acción normalmente cerrada. En la Fig. 45-VI (b) se indica un esquema del funcionamiento del conjunto. El control de temperatura está constituido por el elemento sensible que va instalado en el interior del calentador, y el conjunto receptor de regulación que es exterior. El elemento sensible consiste en un tubo y una varilla interior al mismo construidos con materiales de distinto coeficientes de dilatación térmica; la característica del material del tubo es de un alto coeficiente de dilatación comparado con el material de la varilla que es de muy bajo coeficiente de dilatación. La varilla esta vinculada al tubo en su extremo opuesto al conjunto receptor, de manera que al variar la temperatura el tubo se dilata o contrae moviendo a la varilla en un sentido u otro. El conjunto receptor y de regulación esta constituido por: las conexiones de alimentación y salida de gas con sus respectivos manómetros, el vástago transmisor de movimiento con un resorte concéntrico, la válvula interior (obturador y asiento), el perno de apoyo ajustable y el orificio que comunica con el conducto de salida. Funcionamiento. Cuando desciende la temperatura del glicol en el rectificador, el tubo se contrae y mueve la varilla hacia el conjunto receptor y de registro presionando contra el vástago transmisor del movimiento [ver detalle en la Fig. 45-VI (b)]. Esto hace que se comprima el resorte y que el vástago se incline en la dirección del punto de apoyo ajustable, con lo que el obturador de la válvula interior también se inclina apoyando solamente en una parte de su asiento. De esta manera aumenta el pasaje de gas a través de dicha válvula incrementándose la señal de salida que actúa sobre la válvula DSG-7501 que abre y permite el paso de gas al quemador del calentador. Cuando la temperatura aumenta el tubo se dilata y mueve la varilla vinculada a él en el otro sentido, de esta forma deja de presionar en el vástago con lo que el obturador vuelve a su posición inicial disminuyendo la señal de salida y la válvula DSG-7501 cierra el paso del gas al quemador. La regulación de la temperatura se efectúa girando la perilla exterior que actúa sobre el perno de apoyo. Según sea el sentido de giro que le demos a la perilla el perno de apoyo bajará o se elevará, aumentando el paso de gas en el primer caso y disminuyéndolo en el segundo.

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Fig. 45-VI

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Otros Modelos de Plantas Deshidratadores de Gas. En nuestra operación contamos con otros modelos de equipos National y también de marca BS&B, Armexas, QB.Johnson, Salcor. Las diferencias más notorias con el equipo que hemos descrito son: • • •

el scrubber y la torre de contacto están contenidos en una misma torre. el rectificador de glicol no tiene torre ciega, solo la torre de destilación. el cuerpo del rectificador y el tanque de glicol seco están instalados uno sobre el otro.

El funcionamiento es básicamente el mismo que hemos explicado; en la Fig. 46-VI se indica un esquema de funcionamiento de un equipo BS&B. Los condensados (agua y gasolina) quedan retenidos en la sección de torre correspondiente al scrubber y se descargan por la válvula (1). El glicol húmedo sale por la válvula (2), y por diferencia de presión circula por el intercambiador de calor del tanque de glicol seco, por el filtro y entra a la torre de destilación. El glicol seco del rectificador ingresa al tanque a través de un vertedero y de allí lo succionan las bombas para completar el ciclo. El sistema de regulación de temperatura esta constituido por dos controles (T1 y T2) conectados en serie; éstos se regulan de la siguiente forma: a. Se mantienen ambos controles abiertos hasta alcanzar la temperatura deseada en el rectificador. b. Se regula uno (T) hasta que corte el suministro de gas. c. Se marca (T) en la posición de corte y se lo abre nuevamente. d. Se regula (T1) hasta que corte el suministro de gas. e. Se vuelve (T) a la marca efectuada en el paso (c) y se deja el equipo en operación. Nota: en la actualidad todos los rectificadores de glicol cuentan con dos controles de temperatura.

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PLANTA DESHIDRATADORA DE GAS-TIPO B.S. & B

(2)

(1)

Fig. 46-VI

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Planta Jonshon En los pozos de gas autónomos se instalan plantas deshidratadoras con T.E.G. a los efectos de proceder a la deshidratación del gas producido por dicho pozo. Dichas plantas son similares, en cuanto al funcionamiento, a las plantas centrales de las estaciones colectoras, tan solo que al estar ubicadas en las inmediaciones de los pozos productores, están equipadas con instrumentación preparada para trabajar en lugares alejados y con la posibilidad de monitorear y cambiar los parámetros de funcionamiento a distancia. Básicamente, en la operación hay dos tipos de estas plantas: Unas están equipadas con un separador horizontal de alta presión (para separar líquidos antes del tratamiento) con capacidad de tratamiento 200.000 m3/día de gas y otras no cuentan con el separador de líquidos y tienen una capacidad para 100.000 m3/día de gas. En la figura se puede observar una planta de las mencionadas, ubicada en las inmediaciones del pozo PVH 618 para el tratamiento de su producción de gas. Descripción de la Instalación (Sin Separador) En la boca de pozo está montada la correspondiente armadura de surgencia, que entre otros accesorios incluye la válvula de orificio variable y la de corte por seguridad linebreak. La configuración de la armadura está definida por Ingeniería de proyecto y varía con las presiones de cada pozo, es decir no todos los pozos de gas tienen exactamente la misma armadura. Desde la boca de pozo hasta la planta de tratamiento, generalmente ubicada a 100 mts de distancia, el gas es conducido por una línea soterrada de alta presión hasta el ingreso a la misma. En la entrada a la locación de la planta, está instalada una válvula de accionamiento neumático (normal cerrada) de alta presión que controla presiones aguas abajo. A partir de esta válvula reguladora de la presión de trabajo colocada al ingreso de la planta de tratamiento, la instalación es de baja presión.

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El gas pasa, previo a la torre de contacto, por un sistema de enfriamiento con radiadores (que tienen un sistema de by-pass con válvula neumática que permite ser accionada a distancia, para sacarlos de servicio ante un congelamiento u obstrucción) para luego ingresar a un scrubber donde se drena los líquidos. Este tiene instalado un control de nivel del tipo transmisor de presión diferencial que actúa sobre una válvula neumática de acción normal cerrada, drenando a un recipiente soterrado que tiene a su vez instalado un control de nivel y bomba automatizados para mantener el nivel deseado en forma constante. Los líquidos drenados son bombeados generalmente a un tanque de estación o línea de pozo. A continuación el gas ingresa a la torre contactora donde se produce la separación de agua a través del proceso de contracorriente con T.E.G. La torre tiene en su parte inferior un scrubber con control de nivel del tipo desplazador, que actúa sobre una válvula, drenado los líquidos al tanque soterrado ya mencionado. Desde la torre el gas pasa al sistema siendo medido el caudal en un puente de medición y antes de ingresar al sistema general colector, pasa por una válvula neumática (de acción normal abierta) que regula el caudal de salida. La parte correspondiente a los controles del proceso de la planta, está ubicada en una casilla en locación, desde donde los datos son transmitidos a la estación remota en la Planta Zorro, donde el operador tiene en la pantalla los parámetros de presiones y caudales. Todos estos datos son registrados en un “floboss” ubicado dentro de la casilla, donde se almacenan los últimos 30 días. El sistema esta montado de manera que también a distancia se puedan modificar los parámetros de producción y presiones. En esta casilla también están instalados los equipos compresores que aseguran mediante un tanque pulmón, el abastecimiento de aire para las bombas y la instrumentación. Este tanque tiene una capacidad para que los equipos trabajen hasta 4 horas ante un corte eléctrico en la red. La válvula controladora de presión en la entrada a la planta es seteada con el valor deseado desde el floboss, al igual que la controladora de caudal a la salida del sistema. La secuencia operativa es la siguiente: Al detectarse un caudal superior al seteado, la válvula comienza a restringir el paso para reacomodar caudal, comenzando el sistema

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interior de la instalación (torre contactora, scrubber y radiadores) a incrementar la presión, que a su vez es detectada por la reguladora de presión comenzando a restringir su paso. Esto hace que aumente la presión hacia el pozo en la cañería de alta presión, hasta llegar al valor de regulación por alta de la line-break, punto donde esta cierra el pozo. Cada vez que esto ocurre se debe ir al pozo para activar manualmente esta válvula. En este tipo de instalación el caudal es fijado mediante el orificio de la válvula reguladora ubicada en la armadura de surgencia, de manera que siempre se debe setear la válvula reguladora de caudal con un valor ligeramente superior al fijado en aquella. Por ej.: si el 3 caudal fijado en boca de pozo a través de la reguladora es de 100.000 m gpd, se debe setear la controladora neumática con 110.000 m3gpd. En caso contrario, ante una pequeña variación en el caudal, se producirá alternativamente la secuencia descripta anteriormente provocando cierres del pozo. Se debe tener presente que el caudal estará dado en función de la presión en la boca de pozo y el diámetro del orificio que se le de a la válvula, es decir que para saber el valor de caudal tendremos que abrir parcialmente la válvula y observar el Floboss que se encuentra en el interior de la casilla. Proceso en la Planta Estas plantas vienen armadas en un trineo (paquetizadas). Al ser preparadas para trabajar en lugares alejados, tienen la posibilidad de autoalimentarse de gas combustible para el regenerador de glicol desde una conexión a la salida de la torre contactora. Antes de ingresar al quemador el gas pasa por un sistema de precalentado a través del tanque de glicol seco y por un separador de líquidos con corte por alto nivel. El sistema de encendido del piloto es electrónico con sensor de llama. En lo referente al circuito de glicol, el mismo tiene una diferencia con el resto de las plantas, por la incorporación de un tanque separador bifásico (tanque flash). El mismo está intercalado entre los intercambiadores de calor glicol-glicol en el circuito de glicol rico hacia la columna de destilación. Tiene la función de liberar el gas contenido en el glicol y con un sistema de control de nivel de tipo desplazador, mantener una cantidad de glicol estable. Este tanque posee una válvula de seguridad por sobrepresión en la parte superior que ventea a la atmósfera. Posteriormente al tanque flash se encuentran dos filtros, uno de media y el otro de carbón que filtran las partículas sólidas del glicol en su fase final, antes de entrar en la columna de destilación. Además del by-pass que tiene cada filtro, hay una válvula entre el tanque y estos que actúa por sobrepresión, derivando el glicol directamente a la columna en caso de una obstrucción en la línea.

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Las bombas de glicol son del tipo TXT 6100 operadas por aire y con un sistema de lubricación por goteo regulable. Las mismas tienen incorporado un filtro en la succión. En el ingreso de glicol seco a la torre contactora, se produce el intercambio de temperatura al atravesar el intercambiador gas-glicol. Las bombas que recuperan líquidos del tanque de condensados son a pistón accionadas eléctricamente para una presión de 400 psi, y dentro de la casilla de control se encuentra el indicador de nivel del tanque. En caso de falla en el sistema de arranque automático se pueden energizar en forma manual. La instalación tiene válvulas de sobrepresión en todos los recipientes y discos de rotura en el scrubber, capaces de ventear la capacidad de tratamiento de la planta.

Instalación con Separador de Alta Presión En aquellos pozos con importante aporte de fluido, se incorpora un separador bifásico horizontal de alta presión que separa los líquidos, enviándolos por diferencia de presión directamente a una línea de conducción (oleoducto). Desde el pozo el gas ingresa a este separador, el que posee a la entrada una válvula que actúa por sobrepresión cerrando el ingreso de fluido. En su interior tiene un control de nivel que cierra la entrada al separador en caso de superar cierta altura. Luego del separador está la válvula reguladora de presión (que regula aguas abajo) y a partir de esta, la instalación es similar a la descripta anteriormente. En algunos casos es necesario instalar un calentador con serpentina de alta presión entre la armadura de surgencia y la entrada a la instalación de planta, con el fin de prevenir congelamientos en la válvula reguladora de presión. Captación Baja. En los yacimientos existen algunas causas que hacen necesaria otra forma de captar gas de los pozos. Las más importantes son: a) Yacimientos con exceso de presión en las líneas de conducción y pozos con alto G.O.R. (Pozos muy distantes de estaciones – concurrencia de estos a varios manifold de campo) líneas de diámetro insuficiente entre manifold de campo y estaciones) b) Yacimientos donde los pozos no tienen suficiente presión entrecolumna para ingresar a la línea de conducción. Esto se da generalmente con bajos caudales. En estos casos se recurre a un sistema que se denominó “ captación a baja presión “ y consiste en llevar ese caudal aportado por la entrecolumna del pozo

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por una línea individual ( donde solo circule este fluido ) hasta la planta deshidratadora, a una presión generalmente equivalente a la del manifold principal de la estación (80 a 100psi). Esto hace que el gas fluya más fácilmente al tener menor contrapresión. Una manera de maximizar al máximo el caudal individual de cada pozo es montar un compresor centrífugo que literalmente succiona el csg manteniendo la presión entrecolumna alrededor de 7 psi. (En yac.K.Kayke). Para determinar la factibilidad del proyecto se debe saber que caudal suplementario se obtendrá con esta inversión. Para ello se utiliza un puente de medición portátil (los parámetros de medición son los mismos que para las instalaciones fijas) que puede tener una válvula Daniel de 2” o el juego de bridas portaorificio. Para la medición se instala aguas abajo del orificio una válvula de contrapresión (del tipo 63R ) que se utiliza para generar dentro del csg del pozo una presión similar a la que va a trabajar la captación, obteniendo de esta forma un caudal de aporte real en las nuevas condiciones. Por razones de política ambiental se instala luego del puente en locación un recipiente que asegure la retención de cualquier líquido vertido. Con este sistema se optimiza el aprovechamiento del gas y también se obtiene un beneficio en la producción de petróleo derivado de la despresurización del espacio anular. (Ver esquema de un modelo de captación en el yacimiento L. Flores.)

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Planta Compresora de Gas Koluel Kayke. Esta planta tiene como función captar el gas producido de las entrecolumnas de los pozos, a través de un manifold de entrada, separar los líquidos por medio de un separador de entrada bifásico horizontal con sus elementos de control de nivel y descarga automática y válvula de seguridad. El control de nivel es del tipo on-off, actuando sobre una válvula neumática y enviando los líquidos a un tanque de 3000 lts de capacidad, mediante un sistema cerrado. Está provisto de un eliminador de partículas liquidas mayor a 10 micrones y no permite un arrastre superior a 0.1 galòn/MMSCF (galón por millón de pies cúbicos). A la salida del separador y previo al compresor, se encuentra instalado el puente de medición con placa orificio con su sistema de transmisor de presión diferencial, según A.G.A.3.Estos datos de caudal y presión son colectados en un panel ubicado en locación. Desde el puente de medición el gas continúa hacia un scrubber de succión, en donde es aspirado y comprimido por un compresor de desplazamiento positivo a paletas accionado por motor eléctrico. Por último el gas pasa por un aeroenfriador y luego, en su etapa final, se inyecta al gasoducto principal. El equipo cuenta con un sistema de recirculación que permite, mediante un controlador de presión, tener regulado el caudal del compresor. Antes del separador horizontal se encuentra un sistema de venteo a antorcha que actúa ante un exceso de presión en el separador. A esta línea concurren también los venteos de válvulas de seguridad. Todos los instrumentos funcionan con aire, provenientes de la batería E.V.-1 Este sistema de captación fue diseñado para las siguientes condiciones: Caudal. 17000 m3gpd Presión de succión: 1.5 a 10 psi (0.1 a 0.7 bar) Presión de descarga: 60 a 90 psi (4 a 6 bar) Temperatura succ. 50 a 70 º F.

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Normas Generales para el Correcto Funcionamiento del Sistema de Deshidratación de gas – Problemas Comunes. Puesta en Marcha de la Planta Deshidratadora. a) Llenar con Trietilen Glicol el calentador hasta que comience a desbordar al tanque de glicol seco y luego llenar este último hasta la mitad de su capacidad. b) Encender el calentador y una vez que el glicol alcanza la temperatura deseada regular los controles de temperatura. c) Abrir la válvula de entrada de gas a la torre de contacto hasta que la presión sea la normal y cerrar la circulación de gas. d) Poner en funcionamiento las bombas; al circular el glicol la temperatura en el calentador comenzará a descender. e) Cuando la temperatura del glicol se restablezca al valor de régimen, hacer circular el gas a tratar con lo que la planta deshidratadora quedará en marcha.

Cuando se detiene el funcionamiento de la planta se deberá derivar todo el glicol de la torre de contacto a la planta de glicol. Para ello accionar manualmente el control automático de nivel de la torre y drenar. Antes de poner en funcionamiento la planta drenar nuevamente la torre de contacto a fin de eliminar la gasolina y toda suciedad que pudiese contener. Esto evitará la formación de espuma con la que se puede perder mucho glicol a través de la conexión de salida del gas. Utilizar el radiador a fin de que el gas pierda temperatura y queden retenidos en el scrubber los condensados de vapores de agua y gasolina. Mantener la temperatura de operación de la torre de con tacto entre 80°F y 90°F sin sobrepasar los valores límites que hemos indicado (mínimo: 50°F; máximo: 100°F) Mantener un flujo continuo de gas entre el tanque de glicol seco y la torre de destilación a fin de desalojar los vapores de glicol que en presencia de oxígeno se oxidan y forman ácidos orgánicos corrosivos. En caso de interrumpirse dicho flujo de gas se corre el riesgo de que los vapores de agua existentes en la parte superior de la torre de destilación pasen a través de la cañería de gas al tanque de glicol seco. Mantener limpio el glicol, para ello se deberá controlar el estado de los filtros y proceder a su recambio en caso que se prevea un taponamiento a corto plazo. Visualmente

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puede examinarse una muestra de glicol para identificar algunos contaminantes, por ejemplo: • • • •

Un precipitado finamente dividido puede indicar la presencia de productos de corrosión de hierro. Una solución negra, viscosa, puede contener hidrocarburos pesados. el olor característico del glicol descompuesto (olor dulce aromático) generalmente indica descomposición térmica. Una muestra con dos fases indica que el glicol está contaminado con hidrocarburos.

Las conclusiones visuales pueden ser avaladas por el análisis químico. Algunos de los ensayos de rutina que pueden hacerse son: PH, contenido de agua, contenido de sólidos y determinación de hidrocarburo. Control de PH. La velocidad de corrosión del equipo crece rápidamente con la disminución del PH en el glicol. Los ácidos orgánicos resultantes de la oxidación del glicol y productos de descomposición térmica son los principales causantes de la corrosión. Por lo tanto el PH del glicol debe ser controlado periódicamente y mantenido entre valores de 7 a 7.5 como prevención de la corrosión. En caso de que la solución tenga valores de PH menores a los indicados deberán consultarse con el Departamento de Ingeniería quien recomendará los productos químicos y proporciones adecuadas para elevar el PH de la solución de glicol. Si la deshidratación del gas no es la adecuada y el punto de rocío a la salida es demasiado alto, esto puede ser mejorado de la siguiente forma: a. Elevar la temperatura en el calentador para incrementar la concentración de glicol. No exceder la temperatura máxima pues puede descomponerse el glicol. b. Verificar el caudal de glicol si es posible. Controlar las bombas para asegurarse que trabajen bien. c. Controlar que la temperatura del gas de entrada a la torre de contacto no sea muy alta (el gas puede retener mayor cantidad de agua a mayor temperatura). En tal caso disponer del radiador para disminuir la temperatura del gas y controlar que la temperatura de operación de la torre se mantenga entre los límites ya indicados. d. Controlar la temperatura del glicol a la entrada de la torre; en caso de ser necesario instalar un radiador para refrigerar el glicol.

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Pérdidas de glicol en la torre de contacto: En este caso el glicol es arrastrado por el flujo de gas a la línea. Las posibles causas son las que se indican: a. Temperatura de operación superior a los 140°F. b. Retenedor de niebla corroído o parcialmente tapado. c. Formación de espuma: En este caso además de la pérdida de glicol, la espuma causa un contacto pobre entre el gas y la solución de glicol disminuyendo por tal motivo la eficiencia de la deshidratación del gas. Algunas de las causas de la formación de espuma son: la turbulencia creada por alta velocidad del flujo de gas, gasolina, sólidos finamente divididos, sales, etc. Para prevenir la formación de espuma debe mantenerse limpio el sistema y lasolución de glicol. En oportunidades debe recurrirse al uso de productos anti-espuma que no resuelve el problema básico, es tan sólo un control temporario hasta que puedan determinarse las causas de la formación de la espuma. d. Conducto de salida de vapores obstruidos.

Pérdidas en la torre ciega o de destilación hacia el tanque de agua, las probables causas son: a. Conducto de glicol desde la torre ciega a la torre de destilación obstruido. b. Torre de destilación obstruida. c. Exceso de contenido de agua en el glicol. En este caso la solución más conveniente será: detener las bombas de glicol y cerrar la válvula manual de retorno desde la torre de contacto manteniendo la temperatura del calentador al máximo permitido por el Trietilen Glicol. Cuando se nota que la condensación de vapor de agua en la línea de drenaje es mínima podrá colocarse en funcionamiento normal el sistema. d. Conducto de comunicación del rectificador con el tanque de depósito obstruido.

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Controles Periódicos. 1) Controlar la temperatura del rectificador, torre de contacto, y scrubber. 2) Controlar el nivel de glicol en el tanque por posibles pérdidas. 3) Controlar el agua drenada en el tanque. Una disminución repentina indicará probablemente que la planta no funciona correctamente o que está circulando menor cantidad de gas. 4) Verificar manualmente el buen funcionamiento de los automáticos y drenar las purgas. 5) Verificar el nivel de aceite en los lubricadores de las bombas de glicol. 6) Controlar el funcionamiento de las bombas. 7) Intercambiar semanalmente las bombas a fin de evitar atascamiento por corrosión y deposición de sólidos provenientes del agua que queda en ellas cuando dejan de operar durante lapsos de tiempo prolongados. Posibles Problemas en el Funcionamiento de las Estaciones Satélite y Sus Soluciones. En las Fig. 47-VI y 48-VI se han esquematizado algunos de los principales problemas que suelen presentarse en las estaciones satélites. La Fig. 47-VI indica las causas que pueden provocar que el petróleo pase a los tanques. Si se trata de una batería, el separador general descarga a tanque, el esquema se simplifica.

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Fig. 47-VI

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Fig. 48-VI

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De forma análoga la Fig. 48-VI se refiere a las causas que provocan la descarga de fluidos al tanque ecológico. Si este tanque recibiese petróleo, es señal de una anormalidad en el funcionamiento de la estación. Por eso debe inspeccionarse la pileta (si la hubiera) en cada recorrida a la estación, para lo cual las mismas deben estar provistas de un indicador de nivel. Es importante que las piletas tengan suficiente capacidad disponible para cualquier emergencia. En caso de tener petróleo en la pileta, debe recuperárselo a la brevedad posible a fin de evitar un aumento de la viscosidad debido a la evaporación de los hidrocarburos livianos, lo que provoca posteriores problemas en el bombeo de recuperación. Además de los problemas indicados en dichas figuras, se presentan otros que no están relacionados entre sí y que en consecuencia no pueden esquematizarse de forma análoga. A continuación indicaremos los principales. 1) Colector Roturas: debidas generalmente a un error en la operación de las válvulas o en algunos casos por congelamiento de líneas fuera de servicio. (A las líneas fuera de servicio se les deberá colocar tapones una vez que han sido descargadas.). 2) Calentadores - Generadores de vapor. Rotura de la serpentina: En el calentador abierto rebasará por la tapa, en el cerrado se abrirá la válvula de seguridad debido al aumento de presión. Perdidas de agua: Controlar temperatura máxima, conexiones, tubo de fuego y cuerpo de la misma. Baja presión de vapor: Incorrecta regulación de la llama, equipo sobrecargado. Alta presión de vapor (mayor de 15 psi): Válvula de seguridad (DXSG-7501) defectuosa o mal regulada. 3) Separador de ensayo (exceso de presión). Reguladora de contrapresión mal regulada o sucia, o pileta mal instalada. Placa orificio del puente de gas mal seleccionada. Línea de venteo a tanque ecológico.

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4)Presión de bombeo muy alta. Filtro del puente de medición o turbina obstruidos. Calentador apagado. Inyección de desemulsionante interrumpido. 5) Descenso anormal de presión de gas en la estación. Válvula de contrapresión del separador general, de salida de la estación o ambas mal reguladas. Pérdidas de gas. Wizard descargando a tanques.

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Sistema de Aire Descripción del Proceso El sistema de compresión está constituido por dos compresores a tornillo lubricado con motor eléctrico, uno en operación y el otro como reserva. El caudal de operación de los mismos es de 1,4 Nm3/min y la presión de descarga es entre 7 a 11 kg/cm2 según el compresor (INDUS AIRE, SULLAIR o ATLAS COPCO), siendo la presión de succión atmosférica. El aire comprimido húmedo que sale del compresor de aire de instrumentos, atraviesa el secador de aire de instrumentos, compuesto por dos lechos de alúmina activada (mientras uno de los lechos se está secando el otro se está regenerando utilizando una pequeña corriente de gas seco). El punto de rocío en condiciones operativas del aire es de - 40 °C. Antes de ingresar a los lechos, el sistema cuenta con una etapa prefiltrante, que consiste en un filtro micrónico que retiene el 100% de los sólidos y aerosoles de tamaño mayor a 1 micrón, remanente de aceite hasta 0,5 ppm; y de un filtro submicrónico que retiene el 100% de los sólidos y aerosoles de tamaño mayor a 0,01 micrón, remanente de aceite hasta 0,01 ppm. A la salida del secador de aire de instrumentos, a los efectos de evitar arrastre de finos de alúmina, el mismo posee una etapa postfiltrante que consiste en un filtro micrónico que retiene el 100% de los sólidos de tamaño mayor a 1 micrón. El aire comprimido seco se almacena en el pulmón de aire de instrumentos. Este equipo posee un tiempo de autonomía de aproximadamente 3.3 horas (éste cálculo fue hecho para una presión de operación de 10 kg/cm2), dependiendo del consumo de aire de la estación (cantidad de válvulas e instrumentos). Luego, el aire es distribuido a todos los instrumentos neumáticos mediante un colector de 2”. Sobre este colector se regula la presión del sistema de aire de instrumentos a 6 kg/cm2 por medio de la válvula autorreguladora. Se ha previsto una conexión de reserva de 2” aguas arriba del pulmón de aire de instrumentos, a los efectos de posibilitar la conexión eventual de un compresor móvil. Descripción del control Cada compresor está provisto de un sistema de regulación con llave de tres posiciones (Parada-Manual-Automático) y presóstato de alta y baja presión. En modo automático, cuando se alcanza la máxima presión (normalmente entre 8 a 10 kg/cm2), el sistema de regulación reduce el caudal de aire y el compresor opera de manera modulante o sin carga; después de un cierto tiempo de operar en esa condición, el compresor para automáticamente. Cuando se alcanza el valor de presión mínima (normalmente 8 kg/cm2), el compresor arranca automáticamente y el sistema de regulación reestablece el suministro de aire. El compresor de reserva arranca automáticamente en caso de falla del otro. El sistema de regulación será del tipo Todo-Nada y Modulante. Una llave de

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conmutación permite seleccionar cuál es el compresor de trabajo y cuál el de reserva en forma manual. El panel de control de cada compresor cuenta con indicación de temperatura de aire y aceite, presión de la línea de descarga, presión interna del equipo, pulsador de marcha, pulsador de parada y horómetro digital. Además cuenta con protecciones de seguridad por alta temperatura de descarga de aire, alta temperatura de aceite, alta presión de descarga de aire y sobrecarga, que llevan a la parada de la máquina. El panel de control tiene la posibilidad de enviar al cuarto de control una señal de estado del motor y otra de falla de la unidad, y recibir desde el cuarto de control una señal remota para shutdown. Para más detalles acerca del funcionamiento referirse al manual del proveedor. El Secador de Aire de Instrumentos cuenta con indicadores de presión diferencial en cada lecho para la detección de ensuciamiento de los mismos. Para las operaciones de conmutación entre regeneración y secado, el equipo posee un panel de control local (PLC). El pulmón de aire de instrumentos cuenta con alarmas de baja, muy baja, alta y muy alta presión. Secador de Aire Funcionamiento: Los secadores de aire comprimido están diseñados para eliminar humedad del aire comprimido. Tienen un colector de entrada y de salida unidos por una columna de aluminio. La columna tiene dos cámaras internas llenas de material desecante. Durante el funcionamiento, una de las cámaras esta en línea (secando) mientras que la otra esta regenerando, usando el proceso de absorción la oscilación de presión. Absorción de oscilación de presión: Toma un pequeño porcentaje de aire secado del flujo de salida del secador y se usa para regenerar la cámara saturada expandiendo el aire secado de la presión de aire a la presión atmosférica. Durante este proceso, la humedad se elimina físicamente de la cámara y se expulsa a la atmósfera a a través de los silenciadores de escape.

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Seguridad y medio ambiente El equipo se detiene automáticamente ante las siguientes anomalías: • • • • • •

Alta temperatura del aceite refrigerante Sobrepresión de aire (presostato de alta presión) Sobre intensidad (protector térmico) Presostato de inhibición de arranque Consideraciones: purgar periódicamente Pre y Pos filtro de secador de aire (Ver rastros de aceite de agua purgada).Ver en visor de Secador el color de Alumina. (disecante) (Azul= OK, Rosa = saturado). En gráficos de Scada ver presiones para evaluar el corrector arranque y paro de los compresores.

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Referencias 1- Válvula de derivación 2- Válvula de admisión 3- Filtro de Admisión 4-Línea de derivación 5-Válvula de salida 6-Filtro de salida 7-Mirilla indicadora 8-Manómetros 9-Caja de control 10- Línea de alimentación

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Confección de Procedimientos Operativos I.M.S. Siguiendo los lineamientos definidos por B.P. y de acuerdo al relevamiento de las instalaciones que componen las Estaciones, Plantas, Plantas de Inyección, Locación de pozo (Componentes), se definió el Estado de Operación al cual estará afectado cada componente para elaborar el Procedimiento e Instructivo Operativo, correspondiente a cada instalación. Basándose en la Matriz de Riesgo, identificada por cada uno de los Distritos del Golfo San Jorge, se procedió a establecer las prioridades en cuanto a la confección de cada Procedimiento Operativo, comenzando siempre por el Estado de Operación: “Control de Emergencia”.

Item Instalación 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35

Componente

Cobertizo

Muros de Contención

Separador General

Estación Satélite

Separador de Ensayo

Tanques

Tanques Sumideros ( Ecológicos )

Colectores ( Alta y Baja )

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Estado de Operación Operación normal y Limites seguros de operación Arranque y parada normal Entrega a mantenimiento Recepción posterior a un mantenimiento Control de emergencia Operación normal y Limites seguros de operación Arranque y parada normal Entrega a mantenimiento Recepción posterior a un mantenimiento Control de emergencia Operación normal y Limites seguros de operación Arranque y parada normal Entrega a mantenimiento Recepción posterior a un mantenimiento Control de emergencia Operación normal y Limites seguros de operación Arranque y parada normal Entrega a mantenimiento Recepción posterior a un mantenimiento Control de emergencia Operación normal y Limites seguros de operación Arranque y parada normal Entrega a mantenimiento Recepción posterior a un mantenimiento Control de emergencia Operación normal y Limites seguros de operación Arranque y parada normal Entrega a mantenimiento Recepción posterior a un mantenimiento Control de emergencia Operación normal y Limites seguros de operación Arranque y parada normal Entrega a mantenimiento Recepción posterior a un mantenimiento Control de emergencia

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Item 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60

Instalación

Componente

Calentador

Sistema de Tratamiento de Gas

Estación Satélite

Ductos y Líneas de Conducción ( Aéreas y Soterradas )

Separador Trifásico

Pileta ( Proceso / Emergencia / API )

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Estado de Operación Operación normal y Limites seguros de operación Arranque y parada normal Entrega a mantenimiento Recepción posterior a un mantenimiento Control de emergencia Operación normal y Limites seguros de operación Arranque y parada normal Entrega a mantenimiento Recepción posterior a un mantenimiento Control de emergencia Operación normal y Limites seguros de operación Arranque y parada normal Entrega a mantenimiento Recepción posterior a un mantenimiento Control de emergencia Operación normal y Limites seguros de operación Arranque y parada normal Entrega a mantenimiento Recepción posterior a un mantenimiento Control de emergencia Operación normal y Limites seguros de operación Arranque y parada normal Entrega a mantenimiento Recepción posterior a un mantenimiento Control de emergencia

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