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Prácticas profesionales

Planta Carrasco Página 1

INFORMACION GENERAL DE LOS CAMPOS PRODUCTORES

CAMPO CARRASCO

Está ubicado en la Provincia del mismo nombre, en el

departamento de Cochabamba, a 230 Km. de la ciudad

de Santa Cruz. Fue descubierto el año 1997.

Inicialmente se explotó por agotamiento

natural. A partir del 2.002 se inyecta gas a la

formación.

Se perforaron 12 pozos, 11 productores de

petróleo y uno como Inyector de Agua de formación. La profundidad media es 4750 m.

Formaciones productoras: Roboré I y II, Petaca y Yantata. Actualmente producen el

CRC-7 y 11. Inyectores de Gas: 6, 8 y 9. Inyector de agua: CRC-12W.

La producción media actual es, petróleo: 191 BPD, Gas: 16.5 MMPCD, Agua: 540

BPD, GLP: 16 MCD, Gasolina: 71 BPD.

CAMPO BULO BULO



Está ubicado en la Provincia del mismo nombre, en el departamento de Cochabamba, a 210 Km.

de la ciudad de Santa Cruz. Fue descubierto el segundo semestre de 1998, fue puesto en

producción el 1-11-01.

Este Campo se explota por agotamiento natural. La producción de los pozos convergen al

Manifold y luego es transportada hasta CRC por una cañería de 12” de 28 Km. de longitud.

Se perforaron varios pozos, de los cuales el BBL - 3, 8 y 11 fueron

productores. Actualmente siguen en esa condición. La profundidad media es 5650 m.

Formaciones productoras: Roboré I y III.

La producción media actual es, petróleo: 2480 BPD, Gas: 76 MMPCD, Agua: 42 BPD,

GLP: 96 MCD, Gasolina: 330 BPD.

CAMPO KANATA

Está ubicado en la Provincia Carrasco, en el departamento de Cochabamba, a 225 Km. de la

ciudad de Santa Cruz.

Se perforaron 5 pozos. Formación productora: Yantata, éste campo se

encuentra en producción. La producción media actual es, petróleo: 2780 BPD,

Gas: 29 y 7 MMPCD, Agua: 10 BPD, GLP: 153 MCD, Gasolina: 210 BPD.



El gas natural de BBL contiene 2.7 % de C02, el de CRC 2.5%, razón por la que los pozos

tienen arreglos superficiales con tubería cromada, resistentes a la corrosión. Los

gases de KNT tienen mínimo C02 (0.1 % de C02).

Los 3 Campos son productores de gas y condensado.

La producción de condensado se estabiliza, almacena y mide en tanques, luego de

fiscalizar se entrega a Transredes para su transporte a Santa Cruz a través de un

oleoducto.

La producción de gas se acondiciona en una Planta de Amina con capacidad de 70 MMPCD,

para la eliminación del C02, de modo de cumplir las especificaciones para el gas de venta, según

contrato (contenido de C02 menor al 2.0 %).

Posteriormente se deshidrata, se extraen los componentes licuables (Gasolina natural y

GLP) en una Planta Criogénica de 70 MMPCD de Capacidad. El gas Residual se entrega a las

Termo eléctricas de Valle Hermoso y de COBEE, ésta actualmente pertenece a CHACO

S. A.

El gasoducto de Alta de Transredes, quien lo transporta hacia los centros de consumo

nacional ó internacional. Una parte de éste gas se inyecta los Pozos CRC-6, 8 y 9.

El Gas Natural Licuado o GLP producido es almacenado, medido y transportado mediante

camiones cisternas a los centros de consumo del país. Los excedentes, si existen, son vendidos a

Chile y Perú..

El Agua de Formación es recibida en una Piscina API, filtrada, tratada con compuestos

químicos, almacenada y posteriormente inyectada al Pozo CRC-12W.



Locación Nombre del Pozo Tipo de

Arreglo

Formación

Carrasco CRC – 7

CRC – 11

Arreglo simple

Arreglo simple

Robore

Robore

Bulo - Bulo

Bulo – 3

Bulo – 8

Bulo – 11, línea corta

Bulo – 11, línea larga

Arreglo simple

Arreglo simple

Arreglo doble

Arreglo doble

Robore

Robore Robore

Robore

Kanata

KNT – 1

KNT – x2 - D

KNT – x3 - D

KNT – Norte

x1

KNT – Norte x2

Arreglo simple

Arreglo simple

Arreglo simple

Arreglo simple

Arreglo simple

Yantata

Yantata Yantata

Yantata Yantata

INSTALACIONES

La Planta de Procesos se encuentra instalada en la parte más alta (topográficamente)

del Campo, en un área de 22.000 m2 aproximadamente. Se incluye en éstas

instalaciones la Planta Criogénica, Planta de Amina, Sistemas de Separación, de

Deshidratación, Compresión de Gas Residual, al Gasoducto y Pozos Inyectores,

Sistemas de Almacenamiento de condensado.

El en Área contigua, hacia el sur-este, se encuentra la Planta Dew Point de

HANOVER, con una capacidad de 35 MMPCD.

En la parte oeste se tiene el Área de Almacenamiento y Carguío de GLP a cisternas.

Son 14 tanques horizontales, de 100 MC cada uno.

Al Norte se tiene el Slug Catcher de Bulo Bulo, además de los tanques de

almacenamiento y bomba de inyección de agua de formación al Pozo CRC-12W.

Disponemos de 2 campamentos: El primero, a 300 m, donde se hospedan el

personal de CHACO y TRANSREDES, allí se encuentra el Comedor, Sanidad,

Portería, Salas de Recreación y deportes (cancha polifunciomal y de Racketball).

El segundo campamento se encuentra próximo a la Planta, en el límite nor- este. Se

hospedan personal de COBEE, HANOVER y Visitantes, tiene Sala de Recreación.

Como sistemas de comunicación tenemos teléfonos de Cotas, fax, celulares fijos,

teléfono satelital para casos de emergencia, radios, handies, correo electrónico,

Intranet, Internet, Video Conferencias, etc.



CAPÍTULO I

INTRODUCCION Y OBJETIVOS

INTRODUCCIÓN

En el campo Carrasco, donde se centro la práctica, pudimos conocer

el flujo y todos los procesos realizados en dicha planta. En si la

practica consistió en conocer y observar a los diferentes operadores

como operan los equipos de la planta.

En la práctica se requirió ir al lugar de trabajo del operador que maneja el equipo y

observar la forma en que opera el mismo ya sea en las situaciones de arranque del equipo,

al presentarse alguna contingencia inesperada, cuando haya algún paro de planta y/o

cuando haya cambio de línea, así pudiendo conocer los pasos básicos y secuenciales a

seguir para saber que se debe hacer para manejar el equipo correctamente, caso contrario a eso,

averiguar qué se debe hacer o se hace para aminorar el problema que pudiese presentarse.

ANTECEDENTES DE LA EMPRESA

La empresa petrolera Chaco S.A. se constituye como una sociedad anónima, en fecha 10 de

abril de 1997, y se realiza la suscripción de las 8.049.660 acciones restantes, convocada

mediante licitación internacional, que fue concedida a la Sociedad Amoco Netherlands

Petroleum Company, que posteriormente transfirió sus acciones a Amoco Bolivia Oil and Gas

AB.



Ubicación

La empresa petrolera Chaco S.A., se encuentra ubicada en las instalaciones del Edifico Centro

Empresarial

Equipetrol, en la Av.

San Martín 4to.

Anillo Equipetrol

Norte, Nro. 1700, en

el 6to., 7mo. y 8vo.

Piso y el campo

Carrasco a 220 Km.

de la ciudad de Santa

Cruz.

El acceso a la planta

está habilitado todo

el año, por un ramal

que se desprende de

la carretera asfaltada

que une Santa

Cruz con

Cochabamba. El

campo Carrasco se encuentra a 7 Km del pueblo Entre Ríos.

Actualmente los pozos de Carrasco se han reducido debido a su bajo rendimiento, por lo tanto se

cuenta con los de Bulo – Bulo y Kanata.

Misión

Nuestra misión es maximizar el valor de los bienes de Chaco S.A. a través de una

conducción estratégica de nuestros negocios, en equilibrio con oportunidades de crecimiento a corto

y a largo plazo. Aportaremos valor significativo a todos nuestros accionistas: los fondos de



pensión de Bolivia, los empleados de Y.P.F.B. y de Chaco S.A. y BP.

Visión

Nuestra visión es de hacer a Chaco S.A la más grande y rentable productora de energía en Bolivia

y una importante productora de gas del Cono Sur.

Estructura Organizativa

En cuanto a la estructura organizativa del área de producción, se podría decir que cuenta con un

Gerente de Producción que está encargado de todos los campos del país.

Los supervisores de producción de cada campo, son los encargados de normalizar todo el

proceso productivo y de tratar de cumplir con las demandas de los encargados de más alto nivel.

Los turnos en la planta cuentan con un supervisor y un programador, que son los encargados de

velar la producción y el cronograma respectivamente de los procesos de las diferentes áreas de

producción para todos los campos.

En el caso específico de Carrasco, se cuenta con un operador de planta, operador de turno,

operador de carguío de GLP, etc.

Organigrama de la planta Carrasco



OBJETIVO GENERAL

El objetivo general de las practicas es el de conocer y elaborar un informe en el cual se pueda

apreciar todos los conocimientos adquiridos, al mismo tiempo aplicar todos los conocimiento

inculcados en la universidad para los distintos procesos relacionados.

OBJETIVO ESPECIFICO

Los objetivos específicos de esta práctica fueron los siguientes:

1. Conocer la Planta Carrasco y reflejarlo en el presente informe.

2. Otorgar nuevas ideas u observaciones para las operaciones y procedimientos en la planta

a tratar (Carrasco).

3. Desarrollar y comparar los métodos actuales con otros parecidos para el objeto de análisis



CAPITULO II

PROCESO PRODUCTIVO

CARACTERÍSTICAS DE LA PLANTA DE PRODUCCIÓN

Para los diferentes procesos que realizan en la planta procesadora de gas Carrasco, existen

diversos instrumentos y torres.

PROCESO DE SEPARACIÓN

Teoría de separación

Se pueden determinar los fluidos más allá de las características propias de cada uno, los vasos

de la separación contienen normalmente cuatro secciones importantes.

El estado líquido y gaseoso son las dos primeras fases a considerar para las

necesidades de separación planteadas. El estado líquido está compuesto por dos partes: el

hidrocarburo (Petróleo) y una parte de agua.

El manejo discriminado de las diferentes fases en la producción hace que sea necesaria

su separación y acondicionamiento con diferentes propósitos.

Configuración de un Separador

Los factores a ser considerado para la selección de configuración de separador incluyen:

1. ¿Cómo llegue el material extraño (Ej. Barro, productos de corrosión) para que se

maneje?

2. ¿Cuánto espacio de terreno se requerirá?

3. ¿El separador será demasiado alto para el transporte si derrapó?

4. ¿Hay bastante superficie para la interfaz para el separador de las tres fases?

5. ¿Cuánta superficie del área está disponible para la desgasificada de líquido

separado?

6. ¿Es largo el volumen de retención de líquido?



Selección de un Separador

Para la selección de un separador hay que tener en cuenta que las hay de distintas formas:

Separadores Verticales

Separadores Horizontales

Separadores Esféricos

Otras configuraciones

Separador Horizontal.- El separador horizontal emplea cuatro mecanismos básicos para

liberar el gas del líquido. El desviador de ingreso impone una dirección repentina y un

cambio de impulso en la corriente de flujo, causando que los líquidos más pesados caigan. La

sección de asentamiento de gravedad provee la oportunidad para que las gotas más pequeñas

salgan de la corriente de gas, y el extractor de neblina funde los líquidos restantes

mientras el gas sale del recipiente. Adicionalmente, el gas arrastrado se escapa en la

sección de colección de líquidos.

Estos separadores son más eficientes donde los volúmenes grandes de fluidos totales. La mayor

área de la superficie líquida en esta configuración provee las óptimas condiciones para

soltar el gas atrapado.

El aumentando la capacidad del slug se obtiene a través de un acortado del tiempo de

retención e aumento del nivel del líquido.



Separador Vertical.- Estos separadores son efectivos en aplicaciones GOR bajas o altas, y

frecuentemente es utilizado en plataformas donde hay poco espacio en el piso.

Estos separadores son usualmente seleccionados cuando la proporción gas-líquido es alta y la

forma en que opera este separador es similar al horizontal.

Separador Horizontal Separador vertical

Volúmenes grandes de fluidos totales y gran

cantidad de gas disuelto presente con el líquido

La proporción gas – líquido es

alta

Separador Esférico.- Los separadores esféricos pueden ser considerados como un caso

especial de separadores verticales sin un casco cilíndrico entre los dos cabezales. Este

diseño puede ser muy eficiente de punto de vista de contención de presión, pero debido a su

capacidad limitada de oleada líquido y dificultades con la fabricación, los separadores

esféricos ya no son especificados para aplicaciones para campos petrolíferos.

Algunos de los factores considerados para un separador esférico son:



El tamaño reducido

Capacidad de surgencia (oleada) líquida limitada

Acero mínimo para una presión dada.

Otras configuraciones.- Algunos separadores operan con fuerza centrífuga. Aunque

los separadores centrífugos ocupan un espacio eficiente, no son comúnmente

utilizados en las operaciones de producción porque son sensibles a la tasa de flujo y requieren

de caídas en presión mayores a las de las configuraciones standard.

Otro tipo de separador utilizado en ciertas aplicaciones de flujo alto de gas / bajo de líquidos es

el separador de filtro. Estos pueden ser horizontales o verticales en configuración. Los

separadores de filtro pueden remover todas las partículas mayores a 2 micras y el 99%

de aquellas hasta un mínimo de 0,5 micras. Estas unidades, también disponibles en

configuraciones verticales, son utilizadas en ingresos de compresores y en otras aplicaciones

de GOR alto.



PROCESO DE SEPARACIÓN

Los fluidos entran por la parte media del separador, circulan por el área interior del equipo

durante cierto tiempo (30 segundos a 3 minutos dependiendo del caudal) mediante se

produce el fenómeno de separación debido a la diferencia de peso entre el gas y el líquido.

Las burbujas de gas se acomodan en la parte superior del equipo por ser más livianas y

el líquido se deposita en la parte inferior por ser más pesado.

Si el caudal que recibe el separador es alto, la velocidad de circulación del gas en el interior

será elevada y pude arrastrar en la parte superior gotas más pequeñas de petróleo

pulverizado. Para evitar estas pérdidas y optimizar la separación se diseñan deflectores de

turbulencia, deflectores de condensación y extractores de neblina.

Capacidad de un separador.- Se entiende por capacidad de un separador a la cantidad de

líquido y gas que puede procesar eficientemente al separarlos cada uno en sus fases.

Los valores de capacidad dependen del tamaño del vaso, de las características con las que fue

diseñado y las especificaciones como las condiciones de operación dadas.

Manifold, Slug Catcher y Separadores

Manifold

La producción de los pozos integrados al sistema se recibe en los manifolds

colectores, que los agrupan de acuerdo a la presión de recepción. Cada manifold está

compuesto básicamente por dos líneas horizontales a las cuales se conectan, mediante el

empleo de válvulas y bridas.

Una de las líneas (la de mayor diámetro) está asociada al circuito de producción mientras

que la otra se conecta al circuito de control.

Por medio de válvulas de seccionamiento se puede seleccionar qué pozo será

controlado, mientras que la producción de los otros ingresa al circuito de producción general.

Los manifolds y el depurador asociado operan a una temperatura cercana al ambiente,

y una presión de hasta 1209 Psi.



Slug Catcher

Para procesar el gas procedente de Bulo Bulo se dispone de un equipo separador de líquidos y

gas denominado Slug Catcher (Amortiguador de variaciones de fluido).

El mismo está compuesto por dos matrices de líneas de 30’’ de diámetro de

disposición horizontal, las cuales operan en paralelo.

Los líquidos separados son colectados en el recipiente vertical V – 301 el cuál mediante

presurización con el mismo gas es vaciado regularmente para su procesamiento.

Paralelamente el gas depurado ingresa a la planta para su tratamiento.

Separadores

La producción de todos los pozos ingresa, por diferencia de presión. Estos equipos están

conformados por recipientes cilíndricos de disposición horizontal, montados sobre skids de

acero, que permiten la separación entre la fase gaseosa y la líquida.

En una ampliación de este subsector se han instalado los separadores de

características constructivas similares a la de los otros separadores. En una primera instancia

han sido colocados para procesar el fluido proveniente de Kanata.

Por medio de las válvulas ubicadas al ingreso, y las asociadas a la salida de cada unas de las

fracciones obtenidas, se puede regular las condiciones de funcionamiento de cada equipo en

particular.

Las condiciones de operación son del orden de: Separadores de alta presión (V-02, V-01, V-400

y V-401)

Temperatura: 80 °F

Presión: 1200 Psi

Los equipos de baja presión V-04 y el V-03, operan también a temperatura de 80 °F, siendo sus

presiones del orden de los 569 Psi.

Los separadores V-07 y V-08 operan a 200 Psi.



Diagrama de bloques del área de separadores



UNIDAD DE REMOCIÓN DE CO2

Generalidades

El gas natural separado del petróleo ingresa a la unidad a una presión 1120 Psi y una

temperatura de aproximadamente 122 °F, con un caudal máximo de 75 MMSCFD. La

concentración de dióxido de carbono en la corriente gaseosa es del 1,707 % molar.

La concentración del gas tratado, a la salida de la unidad, debe ser menor al 1,4 % molar en

dióxido de carbono, cosa que sale al 0 %.

Para la separación se realiza un contactado con solución de dietanolamina (DEA) al 35 %, la

cual absorbe el dióxido de carbono; La DEA carbonatada es regenerada, para su posterior

reutilización en el proceso de absorción, mediante destilación por arrastre con vapor de agua.

Caudal de amina: 255 GPM Caudal

de gas: 36 MMPCD

Proceso de Absorción de CO2

La corriente de alimentación ingresa al filtro separador F-210, en el cuál se atrapan

hidrocarburos líquidos y gotitas de agua mayores a 10 micrones arrastradas por el gas con el

fin de evitar que los mismos contaminen la solución de amina.

Los líquidos separados se envían al drenaje de hidrocarburos.

El efluente del filtro atraviesa, por carcasa, el intercambiador de calor E-211, donde se

precalienta por intercambio con la corriente de gas que emerge del contactor de amina. La

temperatura asciende hasta 126 °F.

En el contactor de amina T-203, el gas se pone en contacto en contracorriente con la solución

35 % DEA y 65 % agua desmineralizada.

La DEA absorbe el dióxido de carbono, removiéndolo de la corriente gaseosa. Este equipo

posee en su interior 20 platos, operando con las siguientes condiciones de presión y

temperatura:



Presión: 1166 Psi.

Temperatura Amina: 110 °F

Temperatura gas: 90 °F

El efluente gaseoso, despojado de dióxido de carbono, se enfría hasta 140 °F en el equipo E

- 211, intercambiando calor con la corriente de alimentación al contactor de amina. A

continuación ingresa al depurador de gas dulce V-204, donde se separa cualquier resto de

DEA que pudiera haber arrastrado el gas.

Finalmente se envía la corriente gaseosa purificada a la unidad de tratamiento con glicol.

Por otra parte, la solución de DEA carbonatada (DEA “rica”), obtenida por el fondo de los

equipos T-203 y V-204 se deriva a una etapa de regeneración, en la cuál se deriva el

dióxido de carbono absorbido.

Torre de Absorción de Amina



Regeneración de la solución DEA

La solución de DEA carbonatada contiene un máximo de 1,7 % molar de dióxido de carbono.

La misma se acumula en el equipo V-208, con un tiempo de retención de aproximadamente

diez minutos.

Los vapores de hidrocarburos y los gases ácidos se separan por descompresión de la corriente

líquida, emergiendo desde el domo de gas del acumulador hacia el sistema de antorcha.

La DEA rica procedente del acumulador atraviesa el filtro F-208, en el cuál se separan partículas

sólidas.

Previo al ingreso del regenerador, la temperatura del líquido aumenta hasta 240 °F en el equipo

E-202, mediante el aporte térmico de una corriente de DEA regenerada.

La columna regenerada T-206 posee 20 platos, con alimentación por el plato del tope. Las

condiciones de operación son las siguientes:

Presión: 10 Psi.

Temperatura: 248 °F.

El dióxido de carbono se separa mediante arrastre con vapor de agua, el cuál se genera

en el rehervidor E-207, a partir de la solución de amina obtenida en el fondo de la columna.

La fase gaseosa procedente del tope atraviesa el aeroenfriador AC-215, en el cuál se

condensa el vapor de agua. El efluente del mencionado aeroenfriador se deriva al

acumulador V-216.

Los gases incondensables se liberan por la parte superior de este equipo, enviándose al

sistema de venteo para su descarga final a la atmósfera.

Para evitar el arrastre de gotitas de agua y minimizar la pérdida de amina, el

acumulador posee un eliminador de niebla en la descarga de gases.

El vapor de agua condensado es aspirado por las bombas de reflujo P-217 A/B, que lo envían

hacia la alimentación al regenerador T-206.



La corriente de DEA regenerada (DEA “pobre”) separada por el fondo del

regenerador atraviesa el equipo E-202, en el cuál se enfría hasta 206 °F por

intercambio con la corriente de alimentación al regenerador.

El líquido se acumula en el tanque pulmón TK-205, con un tiempo de retención del orden de

los veinte minutos. La fase gaseosa de este tanque pulmón se encuentra inertizada con gas

combustible, para evitar que el dióxido de carbono atmosférico entre en contacto con la

amina.

La solución de DEA es aspirada

desde el tanque por las bombas

centrífugas horizontales P-202 A/B,

enviando la descarga al aeroenfriador

AC-209, en el cual se alcanza una

temperatura por debajo de los 120 °F.

A la salida del aeroenfriador, un 10

% de la corriente líquida se separa

para ser enviada a través del filtro de

sólidos F-212 A, el filtro de carbón

F-214 y el filtro de sólidos F-212 B,

con el fin de separar sólidos en

suspensión, partículas de carbón

activado, hidrocarburos arrastrados y

aminas degradadas.

Ambas corrientes líquidas

posteriormente se unifican e ingresan a

la aspiración de las bombas centrífugas

P-201 A/B, que recicla la DEA al contactor de amina T-203, para continuar con el proceso de

absorción de dióxido de carbono.

Torre Regeneradora de Amina



Equipos de la planta de amina

El principal parámetro de funcionamiento que debe controlar el operador como parte de sus

verificaciones de rutina es el nivel.

DEPURADOR DE GAS DULCE (V - 204)

Su función es el de recolectar el agua que se condensa del gas que sale por la parte

superior de la torre contactora de Amina. También recolecta pequeñas cantidades de amina

que están suspendidas en el gas que sale de la torre contactora.

El gas se enfría a transferir calor con el gas que entra en el intercambiador E-211 de gas/gas.

El depurador de gas dulce es un separador vertical de dos fases.

Cualquier líquido que se acumule, se drena continuamente a través de la válvula de control

de nivel (LCV-204) al tanque flash.

Nivel: 30 %

Flujo: 20 – 60 MMSCF/d

Presión: 1170 psig

Temperatura: 105 °F

ANORMAL

1) Exceso de hidrocarburos líquidos en los separadores de entrada hasta la torre contactora de

amina.

2) Permitir que se inunde la amina y sobrepase la parte superior del depurador del gas dulce

hasta el proceso de aguas abajo.

Si grandes cantidades de amina sobrepasan la torre contactora, como cuando hay mucha

espuma, sucede lo siguiente:

El nivel en el depurador de gas dulce se elevará hasta que se desconecte, parando así la

planta.



El control de nivel para el depurador se abrirá demasiado, pero no podrá evitar que el

líquido suba en el depurador.

TANQUE FLASH (V - 208)

El tanque flash tiene 3 funciones principales:

1) Destilar cualquier hidrocarburo que la amina haya absorbido.

2) Separar los hidrocarburos líquidos más pesados de la amina y recuperarlos.

3) Proveer la capacidad de compensación para el sistema.

A medida que la Amina Rica fluye de la torre de contacto de amina (T-203) al tanque flash, la

presión cae de 1200 psia a 80 psia, permitiendo que se destile cualquier hidrocarburo que

haya absorbido la amina. Deflectores verticales internos dividen al tanque flash en 3

compartimientos.

La amina rica entra al tanque flash por un lado, donde un deflector de asentamiento ayuda a

asentar la amina antes de separarlo en sus componentes:

Los hidrocarburos gaseosos que se destilan de la amina entran en el espacio del vapor

del tanque flash.

El hidrocarburo líquido que se acumula encima de la amina se puede recuperar.

La amina (sin los hidrocarburos gaseosos o líquidos) se asienta en el fondo del tanque

y de ahí va ala regenerador de amina.

Flujo: 425 gpm. Presión:

80 psig. Temperatura: 130

°F.

ACUMULADOR DE REFLUJO (V - 216)

El vapor en lo alto del regenerador atraviesa el condensador de amina (AC-215), donde se

enfría el gas del CO2 y se condensa cualquier vapor de agua que haya. El dióxido de

carbono y la mezcla de agua luego fluyen al acumulador de reflujo, donde se separan.



El recipiente es un separador del tipo vertical con un deflector y un filtro de niebla que evita

el paso de vapor a la salida.

Flujo: 20 gpm. de liq.

Presión: 10 psig.


ANORMAL

Nivel Alto.- Esto puede ser causado por espuma en el regenerador y un exceso de amina.

Si la espuma es lo suficiente y la amina puede ser llevada a través del venteo, resulta una

pérdida de amina y daños al medio ambiente.

Nivel Bajo.- Si el LIC-216 fuese a funcionar mal y se abriera, se podría bombear el

acumulador de reflujo hasta quedar seco y ahí está la posibilidad de que se dañe la bomba si

funciona en seco durante demasiado tiempo.

CONTACTORA DE AMINA (T - 203)

El propósito de la torre contactora de amina es el de quitar las impurezas de la corriente

de gas en la entrada.

La acción de remover el CO2 se logra al circular una solución de 30-35% de amina contra la

corriente del flujo de gas. La amina entra por la parte superior de la torre de veinte bandejas

justo encima de la bandeja número uno y se esparce por la bandeja para asegurar un contacto

íntimo con el gas que está subiendo por la torre. Luego la amina se derrama por un vertedero

y corre por una bajada hasta la próxima bandeja donde nuevamente cubre la bandeja.

El gas entra a la torre y se eleva a través de las válvulas de las bandejas, donde tiene un

contacto íntimo con la amina y las moléculas del dióxido de carbono. A la hora qn que el gas

llega a la salida del contactor, el contenido de CO2 se ha reducido a 1%.

Un filtro de niebla está ubicado a la salida del gas para atrapar gotas de líquido que puedan

estar mezclados con el gas tratado.

La amina “rica” que se junta en el fondo de la torre fluye al tanque flash.



La temperatura de la amina debe mantenerse en aproximadamente 15 °F más caliente que la

corriente de gas que ingresa. Esto se hace para que los hidrocarburos más pesados que

entran con el gas no se condensen en el contacto y así causar espuma.

Nivel: 50 %

Flujo de gas: 35 MMSCF/d

Flujo de amina: 250 gpm.

Presión: 1180 psig.


ANORMAL

El problema más común que uno suele encontrar es espuma en el contactor. Por lo general,

esto es causado por el ingreso de hidrocarburos más pesados en la corriente de gas.

Generalmente, la espuma se detecta a raíz de un incremento en la presión diferencial a

través de la torre. El nivel de la torre también cae dado a que el amina no va bajando por las

bandejas.

La amina también quizás suba por la parte superior de la torre y se acumule en el

depurador de gas dulce.

REGENERADOR DE AMINA (T - 206)

Cuando el dietanolamina circula a través del contactor, la amina pobre absorbe el gas ácido,

formando un enlace químico débil con ello. Este enlace débil se rompe al bajar la presión e

incrementar la temperatura de amina.

El regenerador funciona a 11 psig con una temperatura en el fondo de alrededor de 243 °F.

El calor que se requiere para quitar el dióxido de carbono de la amina lo provee el aceite

caliente que circula en el rehervidor de amina E-207. A medida que se calienta la amina, una

parte de la solución se vaporiza y ese vapor (que es casi todo) se eleva por la torre y quita el

gas ácido de la solución de amina rica y los lleva a la parte superior.

La concentración de los gases ácidos en el vapor se incrementan mientras que la



concentración de amina decae a medida que el vapor asciende por la torre.

La eficacia de la acción de quitar el gas está directamente en proporción al calor que se aplica

al rehervidor. Sin embargo, mucho claor incrementa dramáticamnte la degradación de

amina, lo cual a su vez, puede llevar a una corrosión severa.

ANORMAL

Tal como en el contactoe, la espuma es un problema serio en los regeneradores y puede

ser identificado de maneras similares.

Nivel: 40 %

Presión: 11 psig.


Intercambiadores

INTERCAMBIADOR GAS/GAS (E - 211)

Se usa el intercambiador gas/gas para calentar al gas del separador de filtro de entrada antes de

que entre al contactor de amina. También enfría el gas que sale del contactor, ayudando a

condensar cualquier líquido que lleva el gas, para eliminar del depurador de gas dulce.

El intercambiador tiene el diseño de un casco/tubo horizontal, donde el gas no tratado

pasa a través del casco y el gas que proviene del contactor pasa a través del tubo.

Presión: 1180 psig.


INTERCAMBIADOR DE AMINA RICA/POBRE (E - 202)

El intercambiador esta constituido de un casco ahorquillado y tubo que consiste de 304

tubos de acero inoxidable.

El propósito del intercambiador de amina Pobre/Rica es el de enfriar el amina pobre que sale

del rehervidor hacia el E-207, antes de que retorne al tanque de compensación.



También calienta la amina ricas que sale del tanque flash antes de que entre al regenerador de

amina.

La amina rica entra por el lado del tubo del intercambiador a aproximadamente 130 °F y sale

aproximadamente a 195 °F. La amina pobre entra por el lado del casco del intercambiador a

240 °F y sale a 170 °F.

AMINE TRIM COOLER (AC - 209)

El enfriador de amina está diseñado para enfriar la amina pobre antes de que vaya al

contactor de amina para asegurar una distribución adecuada de la temperatura de

Amina/gas. Este es un enfriador de una pasada con 2 ventiladores con tiro hacia arriba con

bocas de ventilación automáticas y se debe armar para mantener una distribución de 10 °F

entre las temperaturas del gas en la entrada y el amina que sale del enfriador.

CONDENSADOR PARA AMINA (AC - 215)

El condensador está diseñado para enfriar el vapor caliente y rico que sale de la parte superior

del regenerador de amina y condensar cualquier líquido llevado en el vapor. Este es un

condensador de 2 ventiladores, de un solo pase que enfría lo que está en lo alto de la torre de

212 °F a aproximadamente 80 °F antes de que vaya al acumulador del reflujo.

Tanques

TANQUE DE COMPENSACIÓN PARA AMINA (TK - 205)

El tanque de compensación para amina es un tanque de 200 barriles que se usa como un

tanque de almacenamiento para el sistema para guardar la amina pobre que alimenta

la succión de las bombas booster para amina. El tanque de compensación ayuda a

mantener el sistema en funcionamiento al tomar cualquier sobrecarga momentánea

durante los transtornos en el sistema. Durante su funcionamiento normal contendrá una

solución de amina al 30 – 35 % a un nivel predeterminado.

TANQUE DE ALMACENAMIENTO PARA AMINA (TK - 221)

El tanque de almacenamiento se debe utilizar solamente cuando se va a agregar amina en el



sistema, caso contrario, se aisla la unidad.

Filtros

SEPARADOR DE FILTRO DE ENTRADA (F - 210)

Este filtro de entrada tiene el diseño de una vasija con 2 tubos horizontales que está instalado

aguas debajo de los separadores de entrada. El filtro está diseñado para quitar los líquidos

libres y atrapar las partículas que son llevadas de la entrada.

En la parte delantera incorpora un filtro mecánico para quitar las partículas, el cuál tiene un

elemento con paletas a la salida. A medida que las pequeñas partículas sólidas y líquidas

hacen impacto en el filtro mecánico, son detenidas debido a su tamaño físico.

Presión: 1350 psi.


FILTRO DE SÓLIDOS PARA AMINA POBRE (F – 212 A/B)

Este filtro consta de 19 filtros de cinco micrones en cada recipiente. Una mala filtración

generalmente está indicada por el color oscuro, nublado u opaco de la amina. La amína limpia

tiene un color ámbar claro.

Presión: 95 psi.


FILTRO DE CARBON PARA AMINA POBRE (F - 214)

El filtro de carbón es un absorbente que está diseñado para quitar los contaminantes orgánicos

solubles, tales como los ácidos e hidrocarburos líquidos.

Los contaminantes ácidos se forman como resultado de la degradación del

procesamiento de líquidos.

Flujo: 40 gpm.

Presión: 85 psig.




FILTROS DE SOLIDOS PARA AMINA RICA (F - 208)

El filtro de solido para amina rica, es un filtro para flujo completo con 51 filtros con cinco

micrones que está ubicado aguas abajo del tanque flash para amina. Habiéndose quitado el

gas destilado, la amina se filtra mecánicamente para quitar los sólidos suspendidos que

obstruirán los equipos aguas arriba.

Flujo: 410 gpm

Presión: 95 psig.


Bombas

BOMBAS DE CARGA PARA AMINA (P – 201 A/B)

Las bombas de carga para amina están diseñadas para entregar amina al contactor para

absorber el CO2 de la corriente de gas en la entrada. Las bombas son bombas

centrífugas de 11 etapas que funcionan a 3600 rpm y entregan 410 gpm a 1225 psi. Esto es al

100 % de las bombas, dejando siempre una como reserva.

Son impulsadas por un motor Waukesha que funciona a gas combustible. Las bombas

succionan la descarga de la bomba booster para amina a 90 psi y lo descarga en el contactor

a aproximadamente 1200 psi.

BOMBAS BOOSTER PARA AMINA (P – 202 A/B)

Estas son dos unidades que al 100 % de su capacidad son capaces de bombear 420 gpm a 85

psid. Estas succionan del tanque de compensación para amina y descargan en las bombas de

alta presión para amina a través del enfriador de amina.

Flujo: 420 gpm.

Presión: 85 psig.




BOMBAS DE REFLUJO PARA AMINA (P – 217 A/B)

Las bombas de reflujo para amina, son bombas centrífugas verticales que descargan 36 gpm

a 68 psi. Bombean los vapores condensados (en su mayoria agua) del acumulador de

reflujo hasta la parte superior de la torre regeneradora para ayudar con el enfriamiento y

detener el exceso de líquidos. El flujo de las bombas depende del nivel en el acumulador.

Flujo: 36 gpm.

Presión: 68 psi.

BOMBAS DE TRANSFERENCIA PARA AMINA (P – 218 A/B)

Las bombas de transferencia transfieren amina desde el almacenaje hasta el tanque de

compensación para amina.

Flujo: 25 gpm.

Presión: 50 psi.

Equipos para el sistema de aceite caliente

TANQUE DE COMPENSACIÓN (V - 220)

El tanque de compensación para aceite caliente provee la expansión térmica y capacidad

de compensación para el sistema. Este tiene una capa de nitrógeno para mantener el aire

fuera del sistema.

Presión: 50 psi.


BOMBAS DE ACEITE CALIENTE (P – 230 A/B/C)

Estas son bombas centrífugas horizontales que descargan 1116 gpm a1250 psi cada una. Son

unidades al 50 %, entonces una siempre será utilizada como reserva. Las bombas se usan

para bombear el aceite del calentador hasta el rehervidor, donde intercambia el calor con

la amina. Cada una de las bombas está equipada con aeroenfriadores de descarga.



HORNO DE ACEITE CALIENTE (H -240)

El calentador de aceite está equipado con cuatro quemadores ZECO, cada quemador esta

equipado con un quemador principal y un fuego piloto. El aceite medio caliente esta a una

temperatura de 345 °F.

Diagrama de planta de amina

GLICOL

Introducción

Entre las técnicas para deshidratar el gas, se encuentra una gama innumerable de

equipos y productos, debido a las características típicas de cada campo se debe

seleccionar la mejor, claro que el tema costo es un factor importante para la toma de

decisiones. Entre alguno de estos métodos y equipos tenemos a los que se nombran a

continuación.



Técnicas para deshidratar el gas natural

1. Adsorción, usando un sólido absorbente (tamiz molecular, sílica gel, aluminatos)

2. Absorción, usando líquido higroscópico (glicol)

3. Inyección, bombeando un líquido reductor del punto de rocío (metanol).

4. Expansión, reduciendo la presión del gas (válvulas de expansión).

La absorción por TEG es la más común en las plantas gasíferas de todo el mundo,

debido a su alto rendimiento y eficiencia. Por ello se utiliza en la planta Carrasco

deshidratación por glicol y cribas moleculares.

Los glicoles de etileno tienen una formula general de HO(C2H4O)nH. Los glicoles de etileno,

dietileno, trietileno corresponden a los valores de 1, 2, 3 y 4 para n, respectivamente.

El glicol (Trietilen – Glicol TEG), en su proceso de absorción (deshidratación del gas), se

presenta en dos etapas que son:

Glicol Pobre.- Es el glicol puro, de fábrica o ya regenerado que mantiene un alto

porcentaje de su pureza inicial (96–98%), está en el tanque de surgencia del circuito de

regeneración, de donde a un determinado caudal y temperatura va hacia la torre

contactora a cumplir con su función de absorción.

Glicol Rico.- Es el glicol que ha sobresaturado sus moléculas con agua presente

en el gas que fluye en sentido inverso en la torre contactora, tiene una pureza de 91-93%

aproximadamente; Luego sufre un proceso de regeneración para adquirir sus

condiciones iníciales y llegar al tanque surgencia e iniciar un nuevo ciclo.

Procedimiento

La corriente de gas que sale de la planta de amina al 0% de CO2, se dirige hacia la torre de

absorción (T-01) y (T-02), en el cuál se produce una deshidratación del gas donde un gas

saturado con agua entre 6 – 4,5 Lb/MPCD contenido de agua.

El trietilenglicol que fluye por la torre en contracorriente con el gas es filtrado,

regenerado en los tanques de calentamiento y vaporización a 350 °F y bombeado a la torre.



El gas parcialmente deshidratado pasa por el separador horizontal V-05, el cuál separa partes

de glicol que pudo arrastrar el gas, para ir a las cribas moleculares y absorber el porcentaje

sobrante de agua.

El glicol es sometido a calentamiento en el equipo regenerador, el cual emplea gas como

combustible. De esta forma se logra la evaporización del agua presente, obteniendo

glicol pobre en agua, el cual es reintroducido en el sistema por medio de las bombas a

pistón, las cuales alcanzan presiones de hasta 1160 Psi y 100 °F. El contenido de agua a

la salida de la corriente de gas de la torre contactora de glicol es de 6,8 Lbs/MPC.

También la absorción por TEG, cuenta con un ciclo de regeneración del mismo, el gas que

sale de la torre contactora, se denomina glicol rico, este inicialmente va hacia la bomba, la

cual permite bombear hacia un tanque de calentamiento y vaporización a 375 °F, donde se

evapora el agua atrapada y el gas que se encuentra en solución se va a un tanque de flasheo,

donde es separado. El TEG de ahí va hacia unos filtros mecánicos y posteriormente pasa a

un filtro de carbón activado, para finalizar en un tanque de almacenamiento, de este

sale el TEG pobre que inicialmente pasa por un intercambiador Aire - TEG, para

después iniciar el ciclo de nuevo ingresando a la torre contactora de glicol.

Proceso TEG.

La deshidratación con glicol involucra la absorción del agua del gas natural por el glicol a

presión alta y temperatura baja y la reconcentración del glicol a presión baja y temperatura

alta. El secado ocurre en el absorbedor. El resto de los equipos eliminan el agua del glicol

para reciclarla, este proceso es todo un ciclo.

Una de las causas para la pérdida del glicol ocurre en la regeneración, para ello se debe tomar

en cuenta varios factores, no solo para la pérdida, sino también para evitar su deterioro,

éstos pueden ser:

PH bajo

Demasiado alta la temperatura de regeneración del glicol

Contaminaciones de todo tipo



Formación de espuma

Etc.

A continuación se muestra el interior de la torre contactora de glicol junto con sus partes

internas más importantes y necesarias de recalcar.

Torre de Glicor



CRIBAS MOLECULARES

Generalidades

En esta sección se separa de la corriente gaseosa el último resto de agua arrastrada, previo

al ingreso a la sección criogénica de la unidad.

El contenido máximo de humedad del gas de alimentación es saturado (debe ser de 7

Lb/MMSCF) y la concentración de dióxido de carbono no debe superar el 2,75 % molar, según

diseño.

El separador consiste en un lecho de tamices moleculares, en el cual son adsorbidas

selectivamente las moléculas de agua, permitiendo el paso de los hidrocarburos.

La adsorción del agua en el tamiz molecular continúa hasta que no queden sitios

disponibles sobre la superficie del adsorbente para alojar moléculas de agua.

En este punto el lecho está saturado, y debe regenerarse para recuperar su capacidad de

retener la humedad.

Con el fin de garantizar una operación continua, la unidad posee dos columnas rellenas con

los tamices moleculares, de forma tal que mientras en una de ellas tiene lugar el proceso de

adsorción, en la restante se regenera el lecho.

Los tamices moleculares son cristales que están formados por silicio de aluminio

producidos sintéticamente (cerámica sintética) con moléculas de sodio(Na) en los

vértices de los cristales, que sirven como poros de abertura para atrapar el agua al paso del

gas.

Separador de entrada a las Cribas moleculares

La unidad de deshidratación de Cribas moleculares está diseñada para remover

virtualmente toda el agua permaneciente desde la entrada del gas. Un sistema de dos camas

asegura que una siempre este deshidratando mientras la otra esta regulando. La adsorción

está compuesta por una sílica alúmina que sustrae y tiene 3 distintas fases cada ciclo.

1. Ciclo de Adsorción.- El gas entra a la unidad y se mezcla con el gas de reciclo



volviendo desde la entrada del sistema de estabilización. El gas combinado es entonces

dirigido a través del cambio de válvulas de la parte superior del secador de las cribas

moleculares (V-251 o V-252) que esté en el ciclo de adsorción.

Cada una de las cribas moleculares secadoras (V-251/525) contiene una reja de apoyo

con un arreglo de acero limpio (tela de alambre. Las camas son llenadas con la siguiente lista

que se presenta a continuación.

a) 16Ft3

(6’’ layer) de ½’’ de bolas cerámicas.

b) Pantalla flotante de acero limpio (trasladable).

c) 10.000 Lb. de tamices moleculares 4 A, 4 x 8 Mesh.

d) 9.000 Lb. de tamices moleculares 4 A, 8 x 12 Mesh.

e) 8 Ft3

(3’’ layer) de 1/8’’ bolas cerámicas.

f) 8 Ft3

(3’’ layer) de ¼’’ bolas cerámicas.

Camas para las cribas

El vapor de gas es adsorbido hacia la superficie de los tamices. Los tamices son una

sustancia cristalina de alúmina de silicato de quién la estructura molecular contiene

agujeros con el tamaño de una molécula de agua. Estos agujeros tienen una alta afinidad al



funcionamiento normal de temperatura para atraer y capturar las moléculas de agua

(Adsorción). A altas temperaturas alrededor de 400 °F, la fuerza de atracción se rompe y las

moléculas de agua se sueltan (Regeneración). Esta es una reacción física reversible,

no una reacción química irreversible, y por consiguiente los tamices moleculares

pueden estar sujetos a este ciclo hasta su degradación.

Cada torre es controlada automáticamente para permanecer en el proceso por 12 horas y

entonces ser regenerado por calentamiento por un periodo de 8 horas y enfriada por un

periodo de 3,5 horas, resultando en 0,5 horas el periodo de standby. El caudal de gas seco se

dirige hacia la unidad criogénica.

La humedad del gas secado es monitoreado y grabado por el sistema para asegurar que el

punto de rocío del gas esta debajo de los –100 °F. Normalmente habrá un punto de rocío de

–200 °F con un nuevo tamiz molecular y un punto de rocío de –165 °F con un viejo tamiz. El

punto de rocío del agua es necesario para prevenir el congelamiento y el hidratamiento de la

formación en la sección criogénica de la planta.

2. Ciclo de Regeneración.- Durante la operación, una torre de cribas moleculares estará

en el ciclo de adsorción mientras la otra estará en el ciclo de regeneración. El ciclo de

regeneración consiste en tres pasos fundamentales:

1) Calentamiento (Dirige la humedad fuera de las cribas)

2) Enfriamiento (Devuelve a la cama la temperatura de entrada)

3) Standby (Esperar a que vuelva al servicio)

Calentamiento.- El propósito del ciclo de calentamiento es el de calentar el tamiz molecular

a 450 – 500 °F dirigiendo toda la humedad adsorbida en el tamiz durante el ciclo de adsorción.

Enfriamiento.- El flujo de gas sin calentar pasa a través de la misma ruta como la del

calentamiento del gas, enfriando la torre de cribas y su contenido. El ciclo de enfriamiento

es completado cuando la temperatura de las camas cae dentro de 10 a 15 °F de la temperatura



de entrada del gas.

Una ves la torre de Cribas moleculares se encuentra fría, ésta esta lista para volver a servicio.

Stand by.- Es el tiempo de espera que se da por si la torre adsorbedora no ha terminado

su ciclo todavía.

Descripción del diseño

V-251/252 Cribas Moleculares Secadoras

72” ID x 16’ costura / costura

Presión de diseño = 1375 Psig a 180°F

Presión de operación = 1250 a 110 °F

Recordando

Adsorbiendo = 12 horas

Calentamiento = 8 horas

Enfriamiento = 3,5 horas

Stand by = 0,5 horas



Estructura de las cribas moleculares.



UNIDAD CRIOGÉNICA

Generalidades

La unidad criogénica está diseñada para bajar la temperatura de gas a aproximadamente

–100 °F. La planta Carrasco está diseñada para recuperar aproximadamente 95% del

propano y virtualmente todo los componentes más pesados.

El corazón de la unidad criogénica es el turbo expansor, el cuál cuenta por un extremo

válvula expansora y por la otra válvula compresora. No todo el flujo pasa por el turbo, es

ayudado por la válvula JT (efecto Joule Thompson), válvula que también provoca una caída de

presión, pero no tan eficiente como es el turbo.

Dentro de esta unidad se encuentran varias columnas contactoras con distintos fines, entre

ellas tenemos a la columna DHX (recuperación de butanos), columna Deetanizadora y la

columna debutanizadora.

En este sector obtienen los siguientes productos:

Gas residual, libre de hidrocarburos pesados y con una relación etano / metano

menor al 10 %, que se comprime en los compresores K-410 A/B/C/D y E previo a su

inyección en el gasoducto. Por medio de los compresores 7 y 8 también puede ser reinyectado

al reservorio, de forma tal de poder respetar los convenios de venta e incrementar la

recuperación de hidrocarburos pesados.

Gas licuado de petróleo (compuesto por una mezcla de propano y butano), que se

almacena en tanques hasta su despacho en camiones.

Gasolina liviana, formada por una mezcla de pentanos, hexano y octano, que se lo

reinyecta a la corriente de petróleo emergente del separador gas –líquido.

Enfriamiento y Expansión

La corriente gaseosa, proveniente de la unidad de deshidratación por tamices moleculares,

ingresa a 1209 Psi de presión y 97 °F de temperatura.



Aproximadamente un 90 % del caudal atraviesa por carcasa, los intercambiadores E-260

A/B, donde la temperatura desciende hasta 7 °F, por intercambio calorífico con la corriente de

gas residual obtenida en T-264.

La fracción restante circula, por carcasa, a través del intercambiador E-261, disminuyendo la

temperatura hasta –12 °F. Por el lado de los tubos circula la corriente obtenida en el fondo

del separador V-261.

Ambas corrientes se combinan, una vez que emergen de los respectivos intercambiadores. La

mezcla líquido-gas alimenta al separador V-261, obteniéndose las siguientes fracciones:

a) Fracción líquida

La fase líquida que emerge de este equipo, al atravesar la válvula de control LCV-261,

reduce su presión desde 1209 Psi hasta 427 Psi, vaporizándose parte del líquido y

disminuyendo la temperatura hasta –31 °F.

A continuación esta corriente líquida circula por los tubos del intercambiador E-

261, enfriando una fracción de la corriente de alimentación a la unidad. Finalmente

alimenta la columna deetanizadora T-263.

b) Fracción gaseosa

La corriente gaseosa obtenida en V-261 es enviada al turboexpansor X-268. En este equipo,

que consiste en una turbina de una sola etapa, la presión del gas disminuye hasta 284 Psi,

como consecuencia la temperatura se reduce hasta 98

°F y se condensa la fracción más pesada de la mezcla de hidrocarburos.

Este equipo forma un conjunto con el compresor K-269, de forma tal que el trabajo para

la compresión es aportado por el gas que circula por la zona de expansión.

En la tobera de ingreso existe un separador que retiene los restos de sólidos o partículas de

hielo, que podrían dañar los componentes internos. La descarga del expansor alimenta la

columna T-264.



COLUMNA DHX (T-264) Y COMPRESOR K-269

La columna DHX (T – 264) [Direct Heat Exchanger] es una columna fraccionadora de

alimentación múltiple conteniendo 10 platos válvulados. El propósito de esta torre es el de

despojar metano y compuestos ligeros, así saliendo parcialmente desmetanizado, etano y

líquidos pesados por el fondo de la torre. El gas de sobrecabeza tiene una proporción menos del

10 % de etano/ metano. Su función es de aumentar la recuperación de pentanos

(eficiencia). Las mezclas gas / líquido son la alimentación de la columna DHX y son:

Línea de descarga del expansor, alimentación debajo del plato N° 10. presión de

operación de 280 Psig y temperatura de –98 °F.

Línea de reflujo fría de la fase densa parcialmente vaporizada, consistiendo desde

la salida de los gases por la cabeza de la deetanizadora (T - 263).

Los gases de la columna son alimentados a través de dos intercambiadores, antes fluyendo al

compresor residual (K – 410 A/B/C/D). Los líquidos recolectados en el fondo de la torre son

controlados por un nivelador y son bombeados fuera de la bombas deetanizadora (P –

265 A/B).

Esta columna opera con las siguientes condiciones de operación:

Presión: 284 Psi

Temperatura: -103 °F.

Existe un total de dos corrientes de alimentación. Una de ellas procede del expansor X-268,

ingresando por debajo del plato número 10, mientras que la restante, proveniente del tope de

la columna deetanizadora T-263, actúa como reflujo, accediendo desde la parte superior, a la

altura del primer plato.

a) Producto de tope

La corriente de gas residual que emerge por el tope atraviesa, por tubos, el

intercambiador E-262, donde su temperatura aumenta hasta – 67 °F, recibiendo calor de la

corriente obtenida en el tope de la columna deetanizadora.



A continuación se enfría una de las corrientes de alimentación de la unidad, circulando

por tubos a través de los intercambiadores E-260 A/B. La salida de estos equipos alcanza la

aspiración del compresor K-269.

Este equipo, junto con el expansor X-268, forma un conjunto turbocompresor, de tal manera

que el gas que circula por el expansor aporta la fuerza impulsora para el movimiento del

compresor.

La presión del gas aumenta desde 284 Psi hasta 427 Psi, incrementándose la temperatura

hasta 170 °F.

La descarga del compresor atraviesa al aeroenfriador AC-270, donde se enfría hasta una

temperatura de 122 °F. Una parte del gas se deriva al sector de deshidratación con

tamices moleculares, para ser utilizado como gas de regeneración; el resto se envía a

los compresores de gas residual K-410

A/B/C/D, como etapa previa a su inyección al gasoducto.

b) Producto de fondo

La corriente obtenida por el fondo, impulsada por las bombas centrífugas verticales P-

265 A/B, se utiliza como reflujo de tope de la columna deetanizadora T-263, previo

paso por carcasa en el intercambiador E-267, donde su temperatura aumenta hasta – 45 °F.


Columna DHX (T - 264)


Presión de diseño = 500 Psig a –150/150 °F

Presión de operación = 280 Psig a –98 °F



Columna DHX

COLUMNA DEETANIZADORA (T - 263)

En este equipo se obtiene por tope una fase gaseosa rica en metano y etano, y por fondo una

fase líquida compuesta por una mezcla de propano e hidrocarburos más pesados, con una

relación etano / propano menor al 1,8%.

La columna consta de 24 platos, 7 en la sección de mayor diámetro y 17 en la de menor

diámetro. La alimentación ingresa por el plato número 18.

Las condiciones de presión y temperatura en esta columna son las siguientes:



Presión: 400 Psi

Temperatura: 10 °F (tope)

Temperatura: 215 °F (fondo)

Una corriente proveniente del fondo de la columna T-264, luego de atravesar por carcasa el

condensador E-267, ingresa en la deeteanizadora a la altura del primer plato, actuando

como reflujo.

Una parte del líquido del fondo de la columna fluye por el rehervidor E-278, en el cual los

hidrocarburos se vaporizan parcialmente para proveer la energía necesaria al proceso de

destilación. El fluido calefactor es un aceite suministrado por un circuito cerrado de

servicio. La mezcla bifásica regresa a la columna a la altura del último plato.

a) Producto de tope

El gas atraviesa el equipo E-267 por tubos, intercambiando calor con la corriente de reflujo a la

columna, con lo cual se condensa parcialmente y disminuye su temperatura hasta – 22 °F.

Esta corriente sufre un enfriamiento adicional en el intercambiador E-262, donde

intercambia calor con el producto de tope de la columna T-264, disminuyendo la

temperatura hasta – 58 °F; al atravesar la válvula de control PCV-263 la temperatura

desciende hasta – 76 °F. Finalmente, la corriente ingresa a la columna T-264 como reflujo.


El líquido es colectado por el tanque pulmón V-266 en el cual el vapor remanente en

los hidrocarburos líquidos regresa a la deetanizadora, a través de una línea de ecualización.

La válvula de control de flujo FCV-266 reduce la presión del líquido hasta 213 Psi,

disminuyendo la temperatura hasta - 94 °F. Previo al ingreso a la columna debutanizadora, el

fluido atraviesa el equipo E-300, en el cual intercambia calor con la corriente de fondo.




Deetanizadora (T - 263)

54” ID x 72’’ ID x 66’ costura / costura

Presión de diseño = 500 Psig a –20 °F/300 °F

Presión de operación = 430 Psig a 210 °F.

Torre Deetanizadora



COLUMNA DEBUTANIZADORA (T - 310)

El objeto de la columna debutanizadora T-310 es separar por el tope el gas licuado

de petróleo, formado por una mezcla entre propano y butano. Por el fondo se obtiene una

corriente líquida de los hidrocarburos más pesados (pentanos, hexano y octano).

La columna posee 30 platos de válvulas, con reflujo de la corriente de tope a la altura

del primer plato. Por la parte inferior, parte del producto se vaporiza parcialmente en el

rehervidor E-320, utilizando como fluido calefactor aceite caliente del circuito cerrado de

servicio. El fluido calentado regresa a la torre a la altura del último plato.

Las condiciones de operación son las siguientes:

Presión: 200 Psi

Temperatura: 148 °F (Tope)

Temperatura: 325 °F (Fondo)

a) Producto de Tope

Los vapores obtenidos por el tope de la columna se condensan totalmente en el aeroenfriador

AC-330, ingresando a continuación al acumulador V-340, con un tiempo de residencia

suficiente para ala eliminación de todo resto de gases. El líquido es aspirado por las bombas

centrífugas verticales P-335 A/B.

Una fracción de la corriente líquida regresa a la columna como reflujo, a la altura del

primer plato. El resto se envía a tanques de almacenamiento de gas licuado de petróleo.


El producto obtenido por el fondo atraviesa el intercambiador E-300, en el cual la temperatura

desciende hasta 176 °F, intercambiando calor con la corriente de alimentación a la columna

debutanizadora.

Los hidrocarburos se enfrían hasta una temperatura de 122 °F, enviándose finalmente a

almacenamiento.




Debutanizadora (T - 310)


Presión de diseño = 375 Psig a 375 °F

Presión de operación = 211 Psig a 340 °F

Sistema de aceite caliente

El sistema de aceite caliente para la unidad criogénica es la fuente de energía que se utiliza

para generar calor en el rehervidor de la deeetanizadora, desbutanizadora y estabilizadora,

para generar el clima propicio para los procesos y recuperación de líquidos necesarios.

El horno de aceite caliente está designado con el Tag H – 680, este es un horno a llama

directa, que se utiliza para calentar el aceite que se utiliza para el intercambio de calor en el

reboiler de la deetanizadora, desbutanizadora y estabilizadora. Este tiene dos tipos de modo de

operar, automático y manual, su temperatura de operación es de 410 °F. El aceite entra con

una temperatura y circula por los tubos de aceite por el interior del calentador y por el

medio de la línea de aceite la llama del calentador, saliendo al otro extremo el aceite con

temperatura más alta.

Los rehervidores o reboiler de las columnas que integran la unidad criogénica son del tipo

caldera. El hidrocarburo líquido circula desde el fondo de la torre para entrar al rehervidor

en forma de líquido para calentarse, sale del rehervidor en forma de vapor para circular por

el plato superior de la torre.

El rehervidor mantiene una temperatura constante del fondo de las torres en el proceso

fraccionamiento y son:

Columna Deetanizadora: 218 °F

Columna Desbutanizadora: 325 °F

Columna Estabilizadora: 275 °F



COMPRESORES

Función

La función del compresor es la de elevar la presión del gas succionado, el mecanismo

empieza a la entrada, pasando por un depurador para después entrar en contacto con el

compresor, este lo comprime, el hecho de la compresión calienta el gas, por lo tanto hay que

enfriarlo y este se hace por medio de unos ventiladores gigantes (eolíticos) en un circuito

cerrado.

Para este enfriado hay dos líneas, uno para el aceite y otro para el gas, ambos son

totalmente independientes.

Esquema de un compresor

La planta cuenta con cinco compresores de alta presión de una etapa K-1, K-2, K-3, K-4 y K-

6, estos comprimen los gases que vienen de la unidad criogenica y lo descargan en el

gasoducto, también hay compresores de reinyección, los cuales son el K-7 y K-8, los



cuales presentan dos etapas de compresión.

También se cuenta con un compresor de tres etapas K-5, que en su 1ª etapa comprime el gas

proveniente de la torre de estabilización, en su 2ª etapa comprime los gases

provenientes de la descarga de la 1ª etapa y el gas de baja presión proveniente de los

separadores de grupo y prueba, y finalmente en su 3ª etapa comprime el gas proveniente de la

descarga de la 2ª etapa y el gas comprimido es descargado a la línea de gases de alta

presión.

Los compresores de la planta se encuentran ubicados en una horizontal, siendo estos:

Número de compresor Succión Presiones (Psi) Descarga

Compresor # 1,2,3,4,6

De la criogénica

Pentrada = 400

PSalida = 1280

Gasoducto

Compresor # 5

De separador y

estabilizadora

Psucción = 100

P1 etapa = 177

P2 etapa = 461

P3 etapa = 1240

Entrada

Amina

Compresor Caterpillar

De la línea de

entrada de los

residuales

Psucción = 1200

P1 descarga = 2130

P2 descarga = 3800

Reinyección

al CRC 6 y 9

Tabla de Compresores

Los compresores 1, 2, 3, 4, 6 reciben el gas de le criogénica, estos le elevan la presión para

luego mandarlos al gasoducto, si la capacidad de este estuviera sobrepasada, el compresor

Caterpillar succiona el gas para inyectarlo a los pozos anteriormente mencionados. Un

estimado es el de almacenar 30 MMPCD.

El gas proveniente de la estabilizadora se dirige a la primera etapa del compresor número 5. Los

gases de baja provenientes del separador entran directamente a la segunda etapa del mismo

compresor 5, juntándose con los de la primera.



Los compresores de gas residual cuentan con una infinidad de aparatos necesarios para la

lectura y funcionamiento o accionar del compresor, entre estos tenemos una lista que se

presenta a continuación.

Panel digital Selectronic y Murphy

Válvulas de venteo

Scrubber

Cilindro pistón

Transmisores de temperatura y presión en varios lugares

TANQUES DE PETRÓLEO Y GASOLINA

Generalidades

El petróleo crudo liviano, también denominado condensado, junto con las gasolinas

obtenidas en el proceso criogénico de la Planta Carrasco, es almacenado en tanques

dedicados para su posterior transferencia a la planta de almacenamiento y bombeo de la

empresa Transredes.

Para contener eventualmente derrames, los tanques existentes se encuentran dentro de un

endicamiento perimetral, construido en hormigón.

El suelo dentro del endicamiento se encuentra recubierto con piedra partida de la zona, con

pequeñas sendas y escaleras estratégicamente ubicadas para facilitar la circulación interna.

En su parte superior cuentan con válvulas del tipo presión y vacío, la cual permite

equilibrar la presión interna y la externa durante el llenado y vaciado de los tanques, como así

también por la expansión de los vapores producto del calentamiento externo en épocas de alta

temperatura ambiente.

Para poder medir el contenido de los tanques, los mismos cuentan con bocas de inspección, las

cuales también se utilizan como válvula de presión y vacío sin arrestallamas.

La medición del contenido se efectúa por medio de una cinta.



Sobre la envolvente disponen de una válvula, la cual sirve para tomar muestras del

contenido.

Junto a estos tanques se encuentra el tanque 500, el cual es utilizado como tanque pulmón de

petróleo / gasolina. Las características constructivas del mismo son similares a las

descritas para los otros tanques.

El petróleo es recibido en el tanque 500 de las bombas de petróleo A y B, las cuales

desarrollan una presión que no supera los 50 Psi y a partir del tanque pulmón es distribuido a

los tanques 1 a 4.

También a los tanques les llega el condensado a través de una línea de los separadores de

baja, además tienen una línea para la recuperación de la piscina API.



Gráfico de tanques



TANQUE 500

Producto: Petróleo / gasolina

Capacidad (m3) 500

Diámetro (m) 9,2

Altura (m) 7,5



Tanques de producción



PILETA API

Pileta API

El agua proveniente de los separadores de alta y baja presión, drenaje de agua de la planta de

proceso, purga de tanques de hidrocarburos y purga de aceite de la sala de compresores es

colectada en la piscina API, en la cual, por gravedad, se separa la fase acuosa de los

hidrocarburos.

Para eliminar las fracciones gaseosas de hidrocarburos livianos presentes en la corriente de

carga a la pileta, se utiliza una cámara subterránea provista de una línea de venteo, ubicada

próximo al portón de acceso debido a que las fracciones gaseosas son capaces de generar

burbujas en la interfase agua / hidrocarburos, al eliminarlas se favorece la separación de

fases en la pileta.

La pileta consiste en una estructura de cemento, compuesta por una cámara de ecualización que

recibe la corriente de líquidos de la planta, y dos cámaras adicionales, en las cuales se separan

por decantación las mencionadas fases y una fosa recuperadora de petróleo.

El agua separada se transfiere por medio de las dos bombas existentes Gorman Ruup, a la

planta de tratamiento e inyección de agua, mientras que los hidrocarburos recuperados se

transfieren hacia los tanques de almacenamiento, por medio de un equipo dedicado.

Se encuentran instalados dos tanques para el almacenamiento de agua proveniente de la

pileta API, los mismos se encuentran en un endicamiento perimetral, y el agua es

transferida a los tanques por medio de bombas dedicadas a partir de la pileta.



ANTORCHA DE QUEMADO

Tanque pulmón y antorcha de quemado

Para retener fracciones de hidrocarburos líquidos que puedan afectar la correcta

combustión de los gases residuales en la antorcha de quemado, como así también

minimizar la formación de “bolas de fuego”, se dispone de un tanque cilíndrico de

disposición horizontal, montado sobre perfiles de acero.

Por medio de las purgas de nivel, ubicadas en uno de sus laterales, se puede verificar el

nivel interno de hidrocarburos líquidos contenidos, los cuales son drenados

regularmente bajo cañería hacia la pileta API para su recuperación.

Los gases residuales, despojados de líquidos, son conducidos hacia la antorcha de

quemado, la cual tiene una llama piloto permanente encendida, de esta forma la

liberación del gas es consumida en forma permanente desde la boca superior de la tea.

La quema de gas es un método de alivio hacia las pérdidas y gases que no pueden ser

procesados por la planta. La quema indiscriminada está sancionada por ley, el máximo

aceptado es de 2 MMFCD.



TANQUES GLP

Introducción

En el área de distribución de GLP hacia las cisternas, se encuentran catorce tanques

acomodados de manera uniforme. Los dos primeros tanques tienen un sistema de cargue y

descargue distinto a los demás por ser lo más antiguos.

La producción diaria está oscilando entre los 280 m3, dependiendo de la eficiencia del

turboexpander y de la cantidad de cisternas que ingresen al día.

Se pueden distinguir dos ramales por donde se encuentra la conexión de descarga de los

tanques con las cisternas, este arreglo es:

Del tanque 1 - 7 primer ramal.

Del tanque 8 – 14 segundo ramal.

El área de carguío de cisterna se encuentra en una planchada con el nivel mucho más bajo

con respecto al de la planta, ubicado en la parte posterior de la sala de control.



El llenado de estos taques es con el gas proveniente de los compresores residuales

dentro de la misma planta Carrasco. El tanque que esté en cargado no puede estar en

descarga hacia la cisterna.

En los tanques de GLP (salchichas), la presión debe oscilar entre 100 a 200 psi,

actualmente está en 190 psi y el alivio en 200 psi.

Para la venta de GLP hacia las cisternas, se deben comprobar los datos de la

cromatografía, como así también de las presiones, temperatura y nivel.

SISTEMA DE ELIMINACIÓN DE LAS AGUAS DE PRODUCCIÓN

Descripción del proceso

El sistema de Inyección de agua en el campo Carrasco, es alimentado de los siguientes

equipos:

Drenaje de todos los tanques de condensado

La salida de los separadores de Alta y Baja

La salida de los drenajes del área criogénica y compresores.

Todas las aguas de producción de los pozos desembocan a la piscina API por una sola

línea comunicada con los equipos mencionados anteriormente.

Los líquidos entran a la primera cámara de la piscina, para luego dirigirse a la siguiente

cámara pasando por una malla filtrante para retener sustancias o sólidos en suspensión

que pudiesen arrastrar. La piscina consta de 3 cámaras y una fosa recuperadora de

petróleo. A través de una bomba centrífuga GORMAN RUPP de 7,5 HP, envía el

petróleo recuperado a los tanques de condensado.

Las dos bombas GORMAN – RUPP, Modelo 82E3-8, que se encuentran a la salida de la

piscina trabajan en forma automática y manual, desplazando el agua a los tanques de

almacenamiento de 1000 Bbl. para su posterior inyección al pozo sumidero.



Previo al ingreso del agua a los tanques de 1000 barriles, el fluido líquido debe pasar

por 3 filtros de grava que trabajan en paralelo, cuya función es la de capturar los

contaminantes del líquido. A estos filtros se le realizan retrolavados, esto según el

aumento de su diferencial de presión.

Las aguas de retrolavado, van a los tanques de 200 barriles que se encuentra en el área de

la piscina, esta agua se la acumula y se la vuelve a enviar a la segunda cámara de la

piscina para que siga todo el ciclo.

Los tanques de inyección, están equipados con un sistema de presión de gas (Blanket), el

cual evita que el aire (oxígeno) ingrese a los tanques. La presión de operación es de 1” de

agua y el propósito es de minimizar la presencia de oxigeno en el agua ya que éste es un

agente que promueve la corrosión y el crecimiento bacteriológico.

Ambos tanques están intercomunicados, tanto en la salida del agua como de presión del

gas, por lo tanto, pueden ser operados en forma paralela u operar solo uno mientras que la

otra esta en mantenimiento o stand-by.

El sistema esta provisto con tres bombas del tipo de volumen controlado, para inyección de

agentes químicos. Dos operan con biocidas y el otro con inhibidor de corrosión. El motor

de las bombas es de expansión de gas.

Estas bombas son de velocidad variable, por lo que ajustando el largo del viaje del

Pistón y la presión del gas, se puede inyectar prácticamente mediante graduaciones

infinitas el volumen de químico requerido. Las bombas toman succión directamente de los

tambores de químicos.

La inyección del biocida se la realiza en forma de lotes, para lo cual se mantiene una

concentración determinada en los tanques, el ajuste de la concentración se lo realiza en base

al análisis de agua.

La capacidad máxima de las bombas de biocida es de 3.54 galones por hora, con una

descarga de 150 Psig. Es posible obtener mayores volúmenes a presiones más bajas. Su

capacidad mínima es de 0.20 galones por hora.



La concentración inicial que se debe mantener en los tanques es de 400 mg/lt. La

cantidad de biocida que se debe inyectar se estima en base al volumen de producción, el

tiempo de llenado de los tanques y el tiempo de inyección, utilizándose la siguiente

formula para calcular la tasa de inyección de cada Biocida:

GPH= BPD x MG/Lt. x 1.75 x T. prod. (t iny x gr. sp x 1E6)

Donde : GPH = galones por hora.

BPD = Barriles de producción por día.

Mg/Lt = Concentración de Biocida recomendada.

t.prod = Es el tiempo en horas durante el cual se llenara los tanques.

t. iny. = Es el tiempo en horas durante el cual se desea inyectar los químicos.

gr.sp = Gravedad específica del Biocida.

Por ejemplo con una producción de 500 BPD y operando un solo tanque, tomaría

aproximadamente 37 horas en llenar el tanque desde el nivel mínimo (LSL). Por debajo de

la línea de protección de sobrellenado se debe inyectar Biocida a una tasa de 3.24 GPH

durante 4 horas para mantener una concentración en el tanque de 400 mg/ lt.

La inyección del inhibidor de corrosión se la realiza en forma contínua. El inhibidor de

corrosión actúa formando una película en los metales, la cual los hace menos

susceptibles a ataques corrosivos. El volumen de inyección se ajusta en base a un

análisis de corrosión de las partes críticas del sistema, como ser la bomba de Inyección de

agua y los Equipos de inyección al pozo.

La capacidad máxima de la Bomba del Inhibidor de Corrosión es de 8.75 galones por

día con una descarga de 150 Psig. y es posible obtener mayores volúmenes a presiones

más bajas. Su capacidad mínima es de 0.125 galones por día.

Entre los productos inyectados a la planta de inyección de agua tenemos los siguientes

químicos:

Secuestrante de oxígeno (SO 4360).- Eliminan y no dan paso al ingreso del



oxígeno.

Inhibidor de incrustación (IC 890).- Su función es no permitir la formación de

sólidos y musgos dentro del tanque y la cañería.

Inhibidor de corrosión (C4802).- La función de este es la eliminación de

agentes agresivos como el anhídrido carbónico, ácido sulfúrico (H2SO4) y agentes

orgánicos e inorgánicos.

Biocida (BXC3202).- Son sulfato reductoras, con la función de ser

controladoras de bacterias.

DESCRIPCION DE LOS EQUIPOS

Tanque de producción de agua (Tk – 800/801)

Los tanques de agua se utilizan para acumular agua de producción, la cual es

posteriormente inyectada a un pozo. Los tanques cuentan con las siguientes

características e instrumentación:

Diseño:

Capacidad: 1000 Bbls.

Tamaño: 21-6/1/2’’ 10 x 16’-1’’ Ht.

Presión : 2 oz. presión y ½ oz. vacio.

PVC-0201

Este es el control de presión primario, se utiliza para reducir la presión, del gas

combustible de 150 Psig a 15 Psig. La válvula es marca Fisher, modelo 627 R del tipo

autorreguladora con alivio interno, tiene suficiente capacidad para prevenir presión

excesiva a la entrada de la válvula reguladora que se encuentra aguas abajo.

PVC-0202

Esta válvula es la que controla la presión en los tanques, los tanques están unidos por

una línea de igualación de presión. Las válvulas manuales a los tanques deben ser

mantenidas en posición abierta mientras estos se encuentren en operación. La válvula



reduce la presión de gas de 15 Psig a 1’’ de agua. La válvula es marca Fisher modelo

Y693 del tipo autorregulable con línea de monitoreo de presión.

PVC-204

Esta válvula ventea la presión excesiva de los tanques, su SET POINT es de 2.75’’ de

agua, el propósito es el de evitar que la válvula de alivio PSV-0201 actúe continuamente

durante la operación, el cual aceleraría su desgaste. La válvula es de marca Fisher

modelo 1290 del tipo pilotado.

Bombas de inhibidor de corrosión

La bomba de Inhibidor de Corrosión se utiliza para inyectar Agentes Químicos, para el

control de corrosión del sistema de eliminación de agua de producción, la Bomba es de marca

Texsteam, modelo 3705 SHP de velocidad variable, cuenta con regulador de gas y válvula de

alivio en la descarga para protección de sobrepresión de salida. (El Set Point es de 200

Psig).

Diseño:

Capacidad: 0,125 a 8,75 GPD

Presión de descarga:150 psig

Motor: a expansión de gas

P-201 Bomba de inyección de agua de producción

La Bomba de inyección de agua se utiliza para inyectar en un pozo el agua producida, la

bomba es de marca WHEATLEY Modelo HP-200 AM tipo reciprocante quíntuple.

Diseño:

Capacidad: 117 gpm (4000 bpd)

Presión de descarga: 1800 psig

Motor: A combustión de gas

Las aguas del campo Carrasco son inyectadas al pozo CRC – 12W a la formación

Chaco con una profundidad 971 – 989 metros, donde la formación admite muy bien al agua.



SISTEMA DE REINYECCIÓN DE AGUA



OTROS SECTORES

Unidad de estabilización de la alimentación (T - 210)

En este sector se recibe la carga líquida de hidrocarburos destinada a mantenimiento,

proveniente de separadores líquido-gas pertenecientes a proveedores externos. La finalidad de

esta unidad es adecuar el líquido, de forma tal que sea apto para almacenamiento

atmosférico.

El líquido resultante debe poseer una presión de vapor Reid de aproximadamente 12 Psi.

Los gases se reciclan a la alimentación de la unidad de procesamiento de gas natural.

La corriente de alimentación ingresa a la columna T-120, la cual está rellena con anillos

Pall de 2’’. Las condiciones de operación son las siguientes:

Presión = 100 °F

Temperatura = 125 °F (alimentación)

Temperatura = 270 °F (fondo)

Los hidrocarburos livianos emergen por el tope de la columna, alimentando al compresor de

reciclo K-610.

Una parte del producto de fondo ingresa al rehervidor E-130, donde los hidrocarburos más

livianos se vaporizan, retornando la mezcla bifásica a la parte inferior de la columna por

gravedad.

La parte restante del producto acumulado en el fondo de la columna se enfría en el

aeroenfriador AC-125 hasta una temperatura de 125 °F, para finalmente enviarse hacia los

tanques de almacenamiento.

Sistema de provisión de gas combustible

Este sistema provee de gas a los siguientes equipos:

Quemador del calentador H-277 (calentamiento de gas de regeneración)

Quemador del calentador H-680 (calentamiento de aceite de calefacción)



Motores de los compresores de gas residual

Motor de los generadores

El gas se obtiene principalmente de la corriente de salida de los tubos de los

intercambiadores E-260 A/B, aguas arriba del compresor K-269, alimentando el skid de gas

combustible a una presión inferior de 142 Psi.

Una fuente de gas combustible alternativa, utilizada para la puesta en marcha de la unidad,

corresponde a la línea ubicada aguas abajo del equipo V-250. Debido a que este gas está a una

presión mucho mayor, atraviesa previamente dos etapas de descompresión.

El líquido contenido en el gas se separa en el depurador V-700, drenándose hacia el tanque V-

500. El gas resultante se envía a los equipos usuarios de gas combustible.

Sala de control y Laboratorio

Para efectuar el control de los procesos desarrollados en las diferentes unidades que

conforman la Planta Carrasco, la misma dispone de una sala de control.

Esta sala está construida en un sistema modular, contando con divisiones internas, las

cuales se detallan a continuación:

Oficina de operadores

Sala de control

Sala de tableros

Laboratorio

Sanitarios

En esta sala se efectúan, por medio de sistemas telemétricos, el control de las diferentes

variables de proceso de la planta.

Cuenta con comodidades para reunión de los operadores, sala de tableros de los

instrumentos y comandos asociados a la planta.



En una subdivisión de esta sala se encuentra instalado el laboratorio de control, en el cual se

efectúan una serie de ensayos tendientes a asegurar la calidad de los productos obtenidos y

sustancias empleadas en diferentes etapas de los procesos desarrollados.

Los ensayos que se efectúan en este laboratorio son básicamente los siguientes:

Corridas cromatográficas

Ensayos de tensión de vapor Reid (TVR)

Titulaciones y valoraciones volumétricas

Se dispone de un cromatógrafo del tipo TCD, con carrier de helio, para efectuar ensayos de los

gases provenientes de los pozos, proceso y tanques de despacho. El remanente de los

ensayos se ventea directamente al interior del laboratorio.

Cuando se efectúan los ensayos cromatográficos de GLP, las bombonetas de toma muestra son

habitualmente precalentadas en el baño térmico para TVR, de forma tal de garantizar la

representatividad de la muestra y verificar que no tengan pérdidas previas al ensayo.

Para el caso de las titulaciones y valoraciones volumétricas, las mismas se efectúan bajo

campana, con el sistema de extracción encendido. Dichos ensayos, para controlar la calidad de

la DEA y el glicol, involucran el empleo de pequeños volúmenes de alcohol

isopropílico.

Sala de Control



Salas de generadores

Para cubrir los requerimientos de energía eléctrica de todas las unidades de procesos de la

Planta Carrasco, oficinas, sala de control, cargadero de GLP, campamento, etc, se dispone de

dos salas de generadores, accionados por motores de combustión interna, las cuales

emplean gas como combustible.

Ambas salas, ubicadas entre las oficinas de la planta y la salas de control, están construidas

mediante el empleo de chapas de acero acanaladas, sobre una platea de mampostería.

Una de ellas, la de menor tamaño, contiene los generadores N° 1 y 2, y lo compresores de

aire empleados para instrumentación en las unidades.

En la otra se encuentran ubicados los generadores 3 y 4, y tableros de seccionamiento.

Para efectuar el arranque de los motores de los generadores, se emplea una inyección de gas

combustible, a una presión de descarga del orden de los 142 Psi, la cual acciona una

pequeña turbina que provee el movimiento inicial de arranque.



LABORATORIO

Los análisis de control de calidad para el agua, petróleo y agua se realizan en el mismo

campo en un laboratorio contiguo a la sala de control. El laboratorio cuenta con todos los

materiales e instrumentos de medición para su buen desempeño. Entre los análisis y

mediciones más comunes tenemos:

ANÁLISIS PUNTO DE MEDICIÓN

Gases de Alta Prueba de separadores, gasoducto

Gases de Baja Separadores, COBEE, Valle Hermoso

Líquidos

Petróleo de proceso de torre estabilizadora

Gasolina de Hanover

Tanques producidos, las certificaciones

Agua Salinidad

PH de formación

Amina Rica, Pobre, Saturación de ambas

Determinación de sólidos por centrifugación

Precertificación (para vender el petróleo)

Análisis para sacar el TVR

El análisis para sacar el TVR (Tensión de vapor Reíd), consiste en el equilibrio que hay entre

liquido y gas. A los 100 °F pasa de una fase líquida a una gaseosa.

Se trata de romper la tensión superficial de las burbujas del petróleo pasando al estado

gaseoso, esa presión nos indica si esta dentro de los regímenes o no, esto es muy importante ya

que tiene que estar cerca con un máximo de los 12 Psi.

Si esta dentro de ese rango se puede precertificar y vender a Transredes, si no todo el tanque es

rechazado.



Lector Digital TVR

Proceso

Para el análisis se tomará una muestra del tanque número 3 de petróleo (este tanque puede

variar dependiendo del que se encuentre en producción) con un contenedor especial, de ahí lo

llevamos a enfriar con GLP, este no es un método muy ortodoxo pero funciona, el

enfriamiento es debido a que los gases, si destapamos el contenedor se escaparían y al

enfriarlo, lo condensaríamos.

Una vez condensado, se introduce el petróleo al tensiómetro, llenando la parte baja y

luego se lo lleva al laboratorio para dejarlo en baño maría, la parte superior del tensiómetro es

por donde los gases van escapando marcándonos la presión con la ayuda del manómetro de

la parte superior.

Después de unos 5 minutos se lo saca del baño maría y se lo agita y se vuelve al baño

y así sucesivamente durante media hora, esto para que los gases que se quedaron abajo suban

ya que la mayor temperatura va arriba y la menor abajo, esto es debido a la técnica.

Pasada la media hora se lee el TVR dado por el manómetro en la parte superior, sí

esta dentro del margen (≈12 Psi.) Se realiza la PRE-certificación, después viene un encargado

de Transredes y se procede al mismo análisis para la conformidad.

Centrifugación

Se toma una muestra de petróleo, generalmente de la misma tomada con el

contenedor especial, se lo lleva a una sala donde se encuentra la máquina centrifugadora. Se



coloca la muestra en dos tubos para centrifugación con una cantidad de 100 ml a cada uno

y se lo introduce a la centrifugadora por un lapso entre 6 a 8 minutos y luego por inspección

visual se ve la cantidad de sólidos contenidos en el fondo, la graduación nos la dice el tubo, el

valor con el que se trabaja es del 1%, por lo general da entre 0 % y 0,5%. Este análisis se

lo realiza a la vista de un funcionario de Transredes.

CROMATOGRAFÍA

Definición

Keulemans ha definido la cromatografía como un método físico de separación en

el cual los componentes a separar se distribuyen entre dos fases, una de las cuales

constituye la fase estacionaria, de gran área superficial, y la otra es un fluido (fase

móvil) que pasa a través o a lo largo de la fase estacionaria.

La fase estacionaria puede ser un sólido o un líquido dispuesto sobre un sólido

que actúa como soporte, de gran área superficial. La fase móvil es un fluido (puede ser

gas, líquido o fluido supercrítico) que se usa como portador de la mezcla.

La cromatografía gaseosa es un método de separación en el cual los componentes de

una mezcla se reparten entre dos fases: la fase estacionaria (líquida), que posee una superficie

de exposición muy grande y la otra, la fase móvil, que es un gas que circula en contacto con la

fase estacionaria. La muestra se vaporiza en el sistema de inyección y es transportada por la

fase móvil gaseosa (gas carrier) a través de la columna. El reparto o partición de los

componentes de la muestra con la fase estacionaria, se basa en sus diferentes solubilidades en

esta fase a una temperatura dada. Por lo tanto, los componentes de la mezcla (solutos o

analitos) se separan entre sí en base a sus presiones de vapor relativas y de acuerdo a sus

afinidades con la fase estacionaria. Este tipo de proceso cromatográfico se denomina elusión.

Los principales componentes en un sistema de cromatografía gaseosa son: la

fuente de gas portador, el sistema de inyección, el horno que contiene la columna, el

detector y el sistema de registro e integración.



El cromatógrafo puede funcionar al margen de una temperatura de 32 °F a 13 °F con humedad

relativa comprendida entre 5% y el 95 %.

Ventajas y limitaciones de un cromatógrafo de gas

Ventajas de la cromatografía gaseosa Limitaciones de la cromatografía

gaseosa

1. Eficiente, permite alta resolución

2. Requiere muestras pequeñas (ml)

3. Alta sensibilidad, detecta ppm y

a menudo ppb

4. Cuantitativa (en ciertas condiciones)

5. Alta velocidad de análisis

6. Buena exactitud

7. Fácil de usar, bien conocida

1. La muestra debe ser volátil

2. No aplicable a muestras termolábiles

3. Muestras “sucias” requieren de un

clean-up previo

4. Se debe utilizar otro sistema de

Detección (ej. MS) para la

confirmación la identificación

5. Es necesario algo de entrenamiento y

experiencia

Características de los gases

El gas portador elegido en función del detector seleccionado y de las prestaciones deseadas.

Estas interrelaciones se muestran en la tabla siguiente:



Gas recomendado para las columnas empaquetadas

DETECTOR GAS PORADOR COMENTARIOS

Conductividad

Térmica (TCD)

Helio

Hidrógeno

Nitrógeno

Argón

Uso General

Máxima Sensibilidad (Nota A)

Detección de Hidrógeno (Nota B)

Sensibilidad Máxima al

Hidrógeno (Nota B)

Ionización de

llama (FID)

Nitrógeno

Helio

Máxima Sensibilidad

Alternativa Aceptable

Nitrógeno/Fósforo

(NPD)

Helio

Nitrógeno

Prestaciones óptimas

Alternativas aceptables

Captura de

electrones (ECD)

Nitrógeno

Argón/Metano

Máxima sensibilidad

Mínimo rango dinámico

Nota A.- Sensibilidad ligeramente superior a la del helio, pero puede disminuir la

pasividad química de los filamentos, originado derivas demasiado elevadas hasta que se

reduce la pasividad química.

Nota B.- Para análisis de hidrógeno o helio; se reduce considerablemente la sensibilidad de

otros compuestos.



Procedimiento

Se toma una muestra de la salida del V-340, a la entrada al gasoducto, a la entrada del GLP con

la ayuda de una bomboneta que es conectada a una ranura en distintos puntos, luego se la trae al

laboratorio y se conecta al cromatógrafo y se lo deja aproximadamente unos 20 minutos y este

nos devuelve el resultado de todos los gases y el porcentaje de sus componentes.

El cromatógrafo es un separador por diferencia de pesos específicos. Para la

puesta de inyección a 392 °F, la muestra totalmente gasificada ingresa y se divide en la

columna por pesos específicos alrededor de 266 °F, todos los puntos de ebullición se van a

desprender, los de menor peso molecular salen primero “ganan la carrera”, pasando por un

detector (cámara que tiene en el medio una resistencia), por esta pasa helio o un gas carrier

(arrastre) que nos va a servir de patrón, luego pasan los gases y mediante un software

conectado con la HP Serie II gas chromatograph nos da la subida y bajada del gas, su área.

Los límites superior e inferior son tomados por los tiempos de entrada y salida del gas debido a

su peso molecular.

El software transforma la señal térmica e integra todo lo que está dentro del pico,

tomando como límite superior e inferior los tiempos de entrada y salida de cada gas

respectivamente.

La presión del gas carrier a la salida del tubo de gas helio en este caso tiene que ser 15 a 20

Psi mayor que la colocada en el cromatógrafo. Un buen GLP tiene mayor cantidad de

propanos y butanos.



Cromatógrafo

Mientras el petróleo tenga menos API es más rico, ósea se pueden sacar más derivados. La

relación entre densidad y API es relación inversa.

Los datos descritos a continuación indican las características que deben cumplir los

productos para ser entregados a los clientes de la empresa.



Valores estándares para algunos compuestos

GAS

Punto de Rocío Hidrocarburo

45 °F a 640 PSI (HYSIS)1



Punto de Rocío Agua 95 mg/m3 (ASTM D-1142)

Contenido Máximo de CO2 2% Vol. (ASTM D-1945)

GLP

Contenido Máximo de Etanos 2% Vol. (ASTM D-1945)

Contenido Máximo de Pentanos y

Superiores

2% Vol. (ASTM D-1945)

Tensión de Vapor REID Máximo 170 PSI (ASTM D1267)

PETROLEO, CONDENSADO, GASOLINA

Contenido Máximo de Agua y

Sedimentos

1% Vol. (API Chapter 8.2)

Tensión de Vapor REID Máximo 12 PSI (ASTM D323)



PLANTA DESMINERALIZADORA DE AGUA

Proceso Productivo

El sistema de la planta desmineralizadora de agua en la planta Carrasco, sirve

para la alimentación de los radiadores, compresores y planta de amina y está diseñado

para producir agua destilada de 5 a 20 microhns/cm o 3,5 a 14 ppm (gr./l) de TSD (total

sales disueltas), y una producción de 8000 a 9000 lt/d.

El proceso empieza en la planchada del pozo Carrasco 4, donde se encuentra

ubicado el pozo de succión de agua (aproximadamente 1000 metros de profundidad), junto

con dos tanques de 1000 Bbl. cada uno. Los tanques funcionan en forma alternada

con un sistema automático en las bombas, mientras una esta descargando, la otra

está en reserva.

Dos bombas succionan el agua de los tanques mencionados, enviando el flujo al

tanque de consumo de 1000 Bbl., que se encuentra dentro de la planta. El

proceso de desmineralizado recién empieza desde este punto.

El flujo de agua proveniente del tanque alimento de consumo, se dirige ayudado

por la bomba P – 753 al filtro celulosa o microporosa (5 – 10 micrones), la función de

este filtro es la de retener las sustancias e impurezas provenientes. Una vez el agua

filtrada por la celulosa, el remanente se dirige al filtro de carbón activado, cuya función

es la reducción sustancial de cloro, contaminantes orgánicos y sólidos en suspensión,

además permite que el agua potable recupere su aspecto límpido y sus condiciones

naturales de composición, sabor y olor.

El segundo filtro celulosa se encuentra a la salida del filtro carbón y vierte el

líquido en el ablandador de agua, que a su vez este está conectado a un tanque de

salmuera, a través de un intercambio iónico remueve los minerales contenidos en el fluido.

Al tanque pulmón de agua le llega el fluido del ablandador de agua, para así este con

la ayuda de las bombas de transferencia, dirijan al líquido a través de las membranas de



ósmosis inversa, para luego almacenar el agua en un tanque de 200 Bbl. y permanecer ahí

hasta que sea necesario.

Planta desmineralizadora

EQUIPOS

Partes de la planta desmineralizadora

Filtros celulosa o microporoso.- Separa todos los sólidos en suspensión,

sedimentación, partículas de hierro si es que existen en el frente de alimentación (aportación)



de agua, la capacidad es de 5 micras.

Filtro de carbón activado.- Su función es la reducción sustancial del cloro,

remueve además, pesticidas, contaminantes orgánicos y sólidos en suspensión, entre

otras impurezas. Se utiliza en el afino de aguas potables o de aguas industriales de

gran pureza, especialmente cuando se obtienen partiendo de aguas superficiales. Entonces

el carbón activado fijará los compuestos orgánicos disueltos que hayan podido escapar a la

degradación biológica natural.

Ablandador de agua.- Cuando el agua es referida como dura esto

simplemente significa, que contiene más minerales que el agua ordinaria. Estos son

especialmente minerales de calcio y magnesio. El grado de dureza es mayor cuanto

más calcio y magnesio hay disuelto. El magnesio y el calcio son iones positivamente

cargados. Debido a su presencia, otras sustancias cargadas positivamente se disolverán

menos fácil en aguas duras que en aguas que no contengan calcio y magnesio.

El ablandador de agua es el equipo que “ablanda” el agua por el proceso de

intercambio iónico, es decir, substituye o intercambia minerales duros (como calcio,

magnesio, sílice, etc.), por suaves ( como sodio) a través de su carga eléctrica. El

efluente atraviesa una cama de resina con carga iónica, removiendo los minerales

contenidos en el fluido. Se puede optar por regeneración por tiempo, volumen tratado ó

calidad de agua.

Tanque de salmuera.- Es un tanque en el cuál se encuentra una mezcla de agua con

sal, hay que cuidar la cantidad a introducir de sal en el tanque ya que este ocasionaría

una sobresaturación en las membranas de los cartuchos de ósmosis inversa.

Se recomienda vaciar una a dos bolsas de sal molida (cloruro de sodio) de 40 a 45

Kg. de peso cada una, además de estar limpia, libre de impurezas y de óxidos, para así

evitar la contaminación de la resina de intercambio iónico marca Bayer Lewart S-100

que tiene el ablandador de agua.

Membranas de ósmosis inversa o cartuchos.- Para la ósmosis inversa se utilizan



unas membranas semipermeables que dejan pasar el agua mientras que retienen entre 90 a

99 % de todos los elementos minerales disueltos.

A través de bombas de alta presión conectadas a los módulos de las

membranas atraviesa el agua pura bajo el efecto de la presión de la válvula estrangulada

del 50 al 70 %, la estrangulación va a depender de la pureza del agua que queremos

producir, mientras que el agua de rechazo se evacua por un caudal continuo por medio

de las válvulas totalmente abiertas.

En el proceso de la ósmosis inversa el agua es forzada a cruzar una membrana

dejando las impurezas por detrás. La permeabilidad de la membrana puede ser tan pequeña

que prácticamente todas las impurezas, moléculas de sal, bacterias y virus son separadas del

agua. El nombre ósmosis inversa se lo debe a que requiere la presión para forzar el agua pura

a través de una membrana y es capaz de quitar 95 – 99 % de sólidos totales disueltos y

99 % de todas las bacterias.

Proceso de ósmosis



Partes de la membrana de ósmosis

La razón del caudal de agua que atraviesa por hora es de 360 lts/h ≈ 2.26 bbl/h generalmente se

lo llena el tanque de almacenamiento al 75% - 150 Bbl y tomaría aproximadamente 2.76 dias

para llenarlo, si el tanque estuviera vacio.



MÉTODO PARA LA FISCALIZACIÓN DE UN TANQUE

Para la fiscalización de un tanque (entrega a Transredes), se debe seguir una

lista de procedimientos para el análisis del crudo de venta hacia la empresa mencionada.

Entre estos procesos tenemos:

a) Nivel de agua y del crudo

b) Temperatura del crudo dentro del tanque c)

Gravedad del crudo dentro del tanque

d) Tensión de Vapor Reid (TVR)

e) Centrifugación.

Antes de hacer cualquier trabajo en los tanques o cerca de ellos es de suma

importancia garantizar la seguridad de las personas y la seguridad dentro y fuera del

tanque. Entre algunas de las medidas de seguridad tenemos las siguientes:

Hacer tierra con las manos en los tanques

Contar con todo el equipo de protección personal (EPP)

Cuidado de caminar solo por los extremos, no por el medio del tanque

Otros tipos de seguridad que el operador conoce

Además debemos constatar y verificar que todas las válvulas del tanque a medir estén

cerradas y sin entrada de hidrocarburo por lo menos dos horas antes de la medición y las

pruebas.



Forma de medición para la fiscalización

Nivel de agua y del crudo

El procedimiento a seguir para la medición de niveles es el que se presenta

a continuación.

Para el método cubicación indirecta se ocupa una cinta de medición con una

plomada al inicio de la cinta. A toda la plomada y parte de la cinta se le pasa una pasta

color café llamada Kolor Kut, que al contacto con el agua cambia a un rojo brillante.

A la altura de los 21 pies de la cinta se le añade otra pasta color rosada llamada

Kolor Kut también, pero esta nos mide gasolina cambiando el color a rojo.

La colocación de las pastas es en el orden mencionado, ya que por pesos

específicos el agua por ser más pesada tiende a reposar en el fondo y el hidrocarburo

en la parte superior.

Nivel máximo permitido de agua < 9 pulgadas.

Nivel máximo de hidrocarburo = 85 % de la capacidad del tanque



Temperatura del crudo

La temperatura del crudo del tanque es determinada por el promedio de la toma de

tres muestras (fondo, medio, arriba) de temperatura.

El procedimiento a seguir es el siguiente:

Sumergir el termómetro y dejar reposar alrededor de 5 minutos en cada

localización, alejando del cuerpo del tanque.

Anotar la temperatura promedio con una exactitud de 1 °F, la temperatura no

debe ser más del 20 % de la temperatura ambiente.

Gravedad del crudo

Antes de poder medir la gravedad con un termodensímetro, primero se debe

buscar un toma muestra especial para dicho uso, para ello es empleado un muestreador

(Thief).

El termodensímetro es usado para medir la gravedad y temperatura del punto

medio de la muestra. Estas mediciones tiene que ser violentas después de que la

temperatura se normalizó, para evitar pérdidas de las fracciones volátiles del petróleo

crudo.

El método para la medición es similar al de la temperatura, solo que se ocupa

un muestreador especial.

La gravedad promedio de los tanques es de 66 API, dependiendo de las

condiciones diarias.

Tensión de vapor reid

El análisis para sacar TVR, nos determina la estabilidad del producto, Transredes nos pide

12 Psi, nivel en que el condensado se encuentra estable, si estuviese por encima de los 12,



se perderían barriles considerablemente, por ejemplo de 1000 barriles, la cantidad a

evaporarse sería de 3 barriles. Para información más detallada se indica en la sección de

laboratorio.

Centrifugación

El método empleado para la determinación de agua y sedimentos es la

centrifugación. La máquina centrifugadora se encuentra en un cuarto entre la sala de

generadores 1 y el taller mecánico.

Los tubos utilizados son de 100 ml. de vidrio. El tolueno saturado con agua es

usado como solvente para romper el crudo y así determinar con facilidad el contenido de

cada compuesto.

La muestra se introduce en los tubos de centrifugación para luego ser introducidos a

la centrifugadora, dejándolo allí aproximadamente 7 minutos. Una vez parada la máquina, se

saca el tubo y se lee la cantidad de sedimentos (si existiese) que se aprecian en el mismo,

la tolerancia máxima es de 1 % (1 ml) y la cantidad de agua libre no debe ser mayor a 0,3

ml.

Tubo de centrifugación



PROCEDIMIENTO PARA CARGAR UN CISTERNA

Para Cargar un cisterna

Antes de cargar una cisterna primero se tiene que verificar el nivel del tanque que

se va a descargar, al igual que su presión y temperatura.

Después se abren las válvulas de la línea de descarga y la niveladora de presión,

cerrando así la válvula que viene de la línea de descarga. Seguidamente verificar que las

bombas de descarga estén prendidas.

Válvulas de descarga a cisterna

Pasando así a las válvulas de descarga, las cuales hay que abrir las válvulas para que

empiece a cargar a la cisterna. En la grafica siguiente se muestran las válvulas de

inyección a la cisterna.

Válvulas de apertura del GLP



Cisterna

Llegado el cisterna a las instalaciones del carguío del GLP, se deben seguir una serie de pasos

para evitar cualquier acontecimiento anormal.

El operador de turno, llena una planilla “check List”, donde se verifica lo siguiente:

Llantas

Arresta llamas

Cinturones de seguridad

Extinguidores

Instalación puesta a tierra

Tacógrafos

El sistema de regulación porcentual del camión debe estar al 85 %.

“NINGÚN TRABAJO ES TAN IMPORTANTE Y NINGÚN SERVICIO ES TAN

URGENTE, QUE NO PODAMOS TOMARNOS EL TIEMPO DE REALIZARLO

CON SEGURIDAD”

Unas ves revisadas la planilla, se empieza con la colocación del cable a tierra, esto

para poder descargar la estática proveniente del cisterna.

Colocamos la manguera de la cisterna a la entrada y salida del GLP, el porcentual

al 85% y se procede al llenado abriendo las válvulas anteriormente mencionadas.

Esperamos alrededor de una hora a una hora y media para el llenado.

Una vez lleno el cisterna, se proceden a los siguientes pasos:

1. Apaga la bomba y las válvulas de salida

2. Se anota el precinto

3. Anotar la Presión y Temperatura de la cisterna

4. Se cierran las válvulas de la cisterna y se desconectan las mismas

5. Se dirige al tanque de descarga y se miden los nuevos niveles



6. Se cierran las válvulas de despacho y la de retorno (nivelador de presión)

7. Se abre el igualador de presión

8. Se mide la Temperatura del tanque

Con todos esos datos se dirigen a la sala de control de despacho de GLP y se deja

constancia del mismo, llenando los formularios y datos requeridos por el InfoProd para su

respectivo archivo y despacho de la cisterna.

Esquema del carguío de GLP



AREAS CLASIFICADAS

Introducción

La clasificación de áreas peligrosas es un método de análisis que permite

clasificar un ambiente con presencia de atmósfera explosiva, en zonas de distinto

grado de peligrosidad. De esta manera se posibilita la adecuada selección e instalación de

equipos y sistemas, de forma tal de alcanzar las condiciones de seguridad establecidas

por la norma de aplicación, teniendo en cuenta la ocurrencia de formación de una

atmósfera explosiva, de acuerdo a la siguiente clasificación:

1. Zona 0

2. Zona 1

3. Zona 2

Atmósfera Explosiva.- Es una mezcla con aire de gases, vapores, nieblas, polvos o

fibras inflamables, en condiciones atmosféricas normales, en la que después de

producida la ignición, la combustión se propaga a través de toda la mezcla no

consumida.

Área Peligrosa.- Es un área en el cuál está presente una atmósfera explosiva, o se

puede esperar que esté presente en cantidades tales como para requerir precauciones

especiales.

Área No Peligrosa.- Es un área en la cuál no se espera que exista una atmósfera

explosiva en cantidades tales como para requerir precauciones especiales.

Áreas clasificadas como Zona 0: Es el área en el cuál está presente una atmósfera

explosiva en forma continua o durante largos periodos de tiempo.

En general este tipo de zona está presente en:

¾ Tanques de almacenamiento y proceso de petróleo.

¾ Fosas de recuperación



Esta zona se origina como producto de la evaporización de hidrocarburos en los tanques

o piletas de separación, siendo inherente al propio proceso de cada planta y/o

batería en particular. Resulta conveniente maximizar todas las medidas de protección

de los equipos eléctricos.

Áreas clasificadas como Zona 1: Es el área en la cuál es probable que exista una

atmósfera explosiva en operación normal.

En la planta, existe una gran cantidad de purgas de instrumentación, drenajes y/o

control de equipos de proceso y purgas de arranque de motores a explosión (generadores

eléctricos y bombas de petróleo), las cuales al ser accionadas en forma normal, originan

la liberación de cantidades variables de sustancias inflamables hacia la atmósfera externa.

Áreas clasificadas como Zona 2: Es el área en la cuál no es probable que exista una atmósfera

explosiva en operación normal y si esto ocurre será en forma poco frecuente y por periodos de

corta duración.

Cambio de choque

Un Choke es un reductor de flujo (controlador de flujo) o de caudal. Este tiene un

sistema de calibración propio, dependiendo del diámetro de paso o restricción.

El desgaste del choke nos dice si esta entrando arena del reervorio hacia la planta pasando

por el arbolito.

A mayor choke, mayor flujo y caudal, aumentando diámetro de choke.

A continuación se va a proceder en forma escrita para el cambio de choke.

1. Cerrar válvula lateral o de surgencia.

2. Cerrar válvula de línea (la que va hacia el campo), esto para evitar el retorno del fluido.

3. Abrir Venteo

4. Verificar y anotar lectura del manómetro.



5. Sacar manómetro, para evitar que se descalibre.

6. Aflojar bulones portachoke

7. Retirar choke.

8. Colocar el nuevo choke de acuerdo a especificaciones.

9. Colocar tapa porachoke.

10. Colocar manómetro.

11. Cerrar venteo.

12. Abrir lentamente la válvula lateral, para no descalibrar el manómetro en el aumento de la

presión.

13. Abrir válvula a la planta.

14. Verificar pérdidas.

Esos serían los pasos a seguir para un correcto cambio de choke, para la mejor

comprensión se va a reflejar en un dibujo.

Esquema de un arbolito común



Esquema del Arbolito con el choque

PRODUCCIÓN DE GAS

La producción de gas de los diferentes campos, se encuentra reflejada a continuación, en el

siguiente cuadro 1.1 se refleja el desglose completo de las diferentes trayectorias que toma el

gas en cuanto a cantidad, la información ha sido obtenida de acuerdo a una media de los partes

diarios de la producción.



Cuadro 1.1 Distribución del gas de entrada

En base a un análisis de la producción diaria, a continuación se detalla el consumo

interno y destino del gas dentro de la misma planta.

Además cuando arranca la termoeléctrica de Bulo Bulo se para un compresor y a esta se le

envía gas del compresor # 7. Para la Termoeléctrica de Valle Hermoso, se envía gas residual

de la succión de los compresores. La diferencia entre éstos es que el gas enviado a la

termoeléctrica de Bulo Bulo es gas rico en comparación con Valle Hermoso.

Una cromatografía nos puede demostrar lo mencionado.



Estudio de tiempos del operador de pozo

Según un estudio de tiempos y movimientos hecho hacia el operador de pozo, se ha

podido demostrar que una sola persona no puede dividirse hacia todas sus tareas

asignadas por el momento.

El operador de pozo, es la persona encargada de las funciones que se muestran a

continuación.

1. Medir tanques de condensado para su venta a Transredes, lo que implica medir el

nivel de agua y petróleo, en caso de no cumplir con las especificaciones (9’’ H2O), se

tendrá que drenar el agua y verificar el nivel de agua en la piscina API para que no rebalse

[Distancia entre los tanques de condensado y la piscina bastante considerable], el tiempo

de drenado por tanque es de aproximadamente

45 minutos, esto incluye drenar y medir hasta que cumpla con las

especificaciones, contando con la ayuda de otro operador para verificar la piscina.

2. Cambio de la producción, cambiado de tanque y cosas afines a la misma.

3. Verificar las válvulas, nivel, presiones y temperatura de los separadores del área.

4. Verificar la temperatura, nivel y presión de la torre de glicol.

5. Carguío o llenado de condensado a las empresas de Reficruz y Oro Negro, esto

involucra medición del nivel del tanque antes y después de la entrega, junto con la elaboración

de su respectivo ticket.

6. Cambio de choque de algunos pozos, esto ocurre algunas veces por la necesidad

de restringir líquido o gas respectivamente.

7. Cambio de gráficas de los pozos que lo tengan, esto es una labor diaria.

8. Introducción de datos al InfoProd, libro de Novedades y reportes diarias de

producción.



Actualmente esas son las labores específicas que desempeña el operador de pozo.

Muchas de las actividades del operador mencionado, las realiza con la colaboración de sus

compañeros.

Hablando específicamente de la medición de tanques y del drenado del mismo,

el operador no puede realizar la labor de drenar y verificar la piscina al mismo tiempo.

Para ello se ha elaborado una tabla en la cuál se puede verificar que las 12 horas

disponibles por turno asignadas no son suficientes para algunas actividades y para otras el

operador no puede partirse en dos para estar en dos lugares a la ves.

Función o

Actividad

Tiempo Aproximado

(min.)

Veces

Total (min.) 1 45 5 225

2 10 3 30

3 30 2 60

4 10 1 10

5 60 4 240

6 45 1 45

7 120 1 120

8 60 1 60

Total 790 ∼ 13,2 hr.

Tiempo de las actividades del operador

Se puede apreciar que el tiempo no es suficiente para elaborar con eficiencia su trabajo, ya

que el resultado que no arroja es de 13,2 horas y el tiempo de trabajo es de 12 horas, aquí solo

se esta refiriendo al turno de día.

Lo que se propone son dos cosas para aminorar esta situación:

1. Cambiar la configuración o mejorar el sistema de los drenajes que desembocan en la

piscina.

2. Colocar un sistema controlador de nivel de tanques que nos mida el nivel de agua y

petróleo, además de la gravedad y temperatura del mismo.



Buscando una opción para mejorar este problema, se ha considerado a la empresa

Varec, la cuál nos proporciona medidores de nivel muy avanzados, además de automatizados.

Entre las opciones que esta empresa nos ofrece tenemos:

Medidor de nivel hasta de 3 distintos líquidos

Gravedad específica

Medidor de la temperatura a través de un sensor, protocolo Hart

Automatización del paso del líquido hacia otro tanque.

Medidor de flujo.

Recuperación de aceite de los compresores



Sistema recuperación de aceites y venteos



TIPOS DE VÁLVULAS

Dentro de la planta Carrasco se cuenta con un sin número de aparatos

controladores de flujo y nivel, estos son las llamadas válvulas, las cuales hay para un

modelo para cada fin específico, las válvulas pueden abrir y cerrar, conectar y

desconectar, regular, modular o aislar una enorme serie de líquidos y gases, desde los

más simples hasta los más corrosivos o tóxicos. Sus tamaños van desde una fracción de

pulgada hasta 30 ft (9 m) o más de diámetro. Pueden trabajar con presiones que van desde

el vacio hasta mas de 20000 lb/in² (140 Mpa) y temperaturas desde las criogénicas hasta

1500 °F.

La palabra flujo expresa el movimiento de un fluido, pero también significa

para nosotros la cantidad total de fluido que ha pasado por una sección de terminada de

un conducto. Caudal es el flujo por unidad de tiempo; es decir, la cantidad de fluido que

circula por una sección determinada del conducto en la unidad de tiempo.

Válvulas de Control

La válvula automática de control generalmente constituye el último elemento en un

lazo de control instalado en la línea de proceso y se comporta como un orificio cuya

sección de paso varia continuamente con la finalidad de controlar un caudal en una

forma determinada.

Partes de la válvula de control

Las válvulas de control constan básicamente de dos partes que son: la parte motriz o

actuador y el cuerpo.

Actuador.- El actuador también llamado accionador o motor, puede ser

neumático, eléctrico o hidráulico. Los actuadores neumáticos constan básicamente de un

diafragma, un vástago y un resorte tal como se muestra en la figura 1. Lo que se busca en un

actuador de tipo neumático es que cada valor de la presión recibida por la válvula

corresponda una posición determinada del vástago. Teniendo en cuenta que la gama usual

de presión es de 3 a 15 lbs/pulg² en la mayoría de los actuadores se selecciona el área



del diafragma y la constante del resorte de tal manera que un cambio de presión de 12

lbs/pulg², produzca un desplazamiento del vástago igual al 100% del total de la carrera.

Actuador de una válvula de control

Cuerpo de la válvula.- Este esta provisto de un tapón, los asientos del mismo y

una serie de accesorios. La unión entre la válvula y la tubería puede hacerse por medio de

bridas soldadas o roscadas directamente a la misma. El tapón es el encargado de

controlar la cantidad de fluido que pasa a través de la válvula y puede accionar en la

dirección de su propio eje mediante un movimiento angular. Esta unido por medio de

un vástago al actuador.

CATEGORÍA DE LAS VÁLVULAS

Todos los tipos de válvulas recaen en nueve categorías:

1. Válvulas de compuerta

2. Válvulas de globo

3. Válvulas de bola

4. Válvulas de mariposa

5. Válvulas de apriete

6. Válvulas de diafragma

7. Válvulas de macho



8. Válvulas de retención

9. Válvulas de desahogo (alivio)

Válvulas de compuerta

La válvula de compuerta es de vueltas múltiples, en la cual se

cierra el orificio con un disco vertical de cara plana que se desliza en

ángulos rectos sobre el asiento.

Recomendada para

Servicio con apertura total o cierre total, sin estrangulación.

Para uso poco frecuente.

Para resistencia mínima a la circulación.

Para mínimas cantidades de fluido o liquido atrapado en la tubería.

Aplicaciones

Servicio general, aceites y petróleo, gas, aire, pastas semilíquidas, liquidos espesos, vapor,

gases y liquidos no condensables, liquidos corrosivos.

Válvulas de macho

La válvula de macho es de ¼ de vuelta, que controla la

circulación por medio de un macho cilíndrico o cónico que tiene un

agujero en el centro, que se puede mover de la posición abierta a la

cerrada mediante un giro de 90°.

Recomendada para

Servicio con apertura total o cierre total.

Para accionamiento frecuente.

Para baja caída de presión a través a través de la válvula.



Para resistencia mínima a la circulación.

Para cantidad mínima de fluido atrapado en la tubería.

Aplicaciones

Servicio general, pastas semilíquidas, liquidos, vapores, gases, corrosivos.

Ventaja

s

Desventajas

• Alta capacidad.

• Bajo costo.

• Cierre hermético.

• Funcionamiento

rápido

• Requiere alta torsión (par) para accionarla.

• Desgaste del asiento.

• Cavitación con baja caída de presión.

Válvulas de globo

Una válvula de globo es de vueltas múltiples, en la cual el cierre se logra

por medio de un disco o tapón que cierra o corta el paso del fluido en un

asiento que suele estar paralelo con la circulación en la tubería (Fig. 4).

Recomendada para

Estrangulación o regulación de circulación.


Para corte positivo de gases o aire.

Cuando es aceptable cierta resistencia a la circulación.

Aplicaciones

Servicio general, liquidos, vapores, gases, corrosivos, pastas semilíquidas.



Válvulas de bola

Las válvulas de bola son de ¼ de vuelta, en las cuales una

bola taladrada gira entre asientos elásticos, lo cual permite la

circulación directa en la posición abierta y corta el paso

cuando se gira la bola 90° y cierra el conducto (fig. 5).

Recomendada para

Para servicio de conducción y corte, sin estrangulación.

Cuando se requiere apertura rápida.

Para temperaturas moderadas.

Cuando se necesita resistencia mínima a la circulación.

Aplicaciones

Servicio general, altas temperaturas, pastas semilíquidas.

Ventaja Desventaja

• Bajo costo.

• Alta capacidad.

• Corte bidireccional.

• Circulación en línea recta.

• Pocas fugas.

• Se limpia por sí sola.

• Poco mantenimiento.

• No requiere lubricación.

• Tamaño compacto.

• Cierre hermético con baja

torsión

(par).

• Características deficientes

para estrangulación.

• Alta torsión para accionarla.

• Susceptible al desgaste de

sellos o empaquetaduras.

• Propensa a la cavitación.



Válvulas de mariposa

La válvula de mariposa es de ¼ de vuelta y controla la circulación por

medio de un disco circular, con el eje de su orificio en ángulos rectos con

el sentido de la circulación (fig. 6).

Recomendada para


Servicio con estrangulación.


Cuando se requiere corte positivo para gases o liquidos.

Cuando solo se permite un minimo de fluido atrapado en la tubería.

Para baja caída de presión a través de la válvula.

Aplicaciones

Servicio general, liquidos, gases, pastas semilíquidas, liquidos con solidos en suspensión.

Ventajas Desventajas

• Ligera de peso, compacta, bajo costo.

• Requiere poco mantenimiento.

• Numero mínimo de piezas móviles.

• No tiene bolas o cavidades.

• Alta capacidad.

• Circulación en línea recta.

• Se limpia por sí sola.

• Alta torsión (par) para accionarla.

• Capacidad limitada para caída de presión.

• Propensa a la cavitación.



Válvulas de diafragma

Las válvulas de diafragma son de vueltas múltiples y efectúan el

cierre por medio de un diafragma flexible sujeto a un compresor.

Cuando el vástago de la válvula hace descender el compresor, el

diafragma produce sellamiento y corta la circulación (fig. 7).

Recomendada para


Para servicio de estrangulación.

Para servicio con bajas presiones de operación.

Aplicaciones

Fluidos corrosivos, materiales pegajosos o viscosos, pastas semilíquidas fibrosas, lodos,

alimentos, productos farmacéuticos.


• Bajo costo.

• No tienen empaquetaduras.

• No hay posibilidad de fugas por

el vástago.

• Inmune a los problemas de

obstrucción, corrosión o formación

de gomas en los productos que

circulan.

• Diafragma susceptible de desgaste.

• Elevada torsión al cerrar con la

tubería llena.



Válvulas de apriete

La válvula de apriete es de vueltas múltiples y efectúa el cierre por

medio de uno o más elementos flexibles, como diafragmas o tubos de

caucho que se pueden apretar u oprimir entre sí para cortar la

circulación (Fig. 8).

Recomendada para

Servicio de apertura y cierre.

Servicio de estrangulación.

Para temperaturas moderadas.

Cuando hay baja caída de presión a través de la válvula.

Para servicios que requieren poco mantenimiento.

Aplicaciones

Pastas semilíquidas, lodos y pastas de minas, liquidos con grandes cantidades de solidos en

suspensión, sistemas para conducción neumática de solidos, servicio de alimentos.


• Bajo costo.

• Poco mantenimiento.

• No hay obstrucciones o bolsas

internas que la obstruyan.

• Diseño sencillo.

• No corrosiva y resistente a la abrasión

• Aplicación limitada para vació.

• Difícil de determinar el tamaño.



Válvulas de retención (check) y de desahogo (alivio)

Hay dos categorías de válvulas y son para uso específico, más bien que para servicio

general:

1. Válvulas de retención (check)

2. Válvulas de desahogo (alivio).

Al contrario de los otros tipos descritos, son válvulas de accionamiento automático,

funcionan sin controles externos y dependen para su funcionamiento de sentido de

circulación o de las presiones en el sistema de tubería. Como ambos tipos se utilizan en

combinación con válvulas de control de circulación, la selección de la válvula, con

frecuencia, se hace sobre la base de las condiciones para seleccionar la válvula de

control de circulación.

Válvulas de retención (check)

La válvula de retención está destinada a impedir una inversión de la circulación. La

circulación del líquido en el sentido deseado abre la válvula; al invertirse la circulación se

cierra.

Hay tres tipos básicos de válvulas de retención:

1. Válvulas de retención de columpio

2. Válvulas de elevación

3. Válvulas de mariposa.

Válvulas de retención del columpio.

Esta valvula tiene un disco embisagrado o de chamela que se abre por completo con la presión

en la tubería y se cierra cuando se interrumpe la presión y empieza la circulación inversa. Hay

dos diseños: uno en “Y” que tiene una abertura de acceso en el cuerpo para el esmerilado fácil

del disco sin desmontar la valvula de la tubería y un tipo de circulación en línea recta que tiene

anillos de asiento reemplazables.



Válvulas de retención de elevación

Una válvula de retención de elevación es similar a la válvula de globo, excepto que el

disco se eleva con la presión normal e la tubería y se cierra por gravedad y la

circulación inversa.

Válvula de retención de mariposa

Una válvula de retención de mariposa tiene un disco dividido embisagrado en un eje en el

centro del disco, de modo que un sello flexible sujeto al disco este a 45° con el cuerpo de la

válvula, cuando esta se encuentra cerrada. Luego, el disco solo se mueve una distancia corta

desde el cuerpo hacia el centro de la válvula para abrir por completo.

Válvulas de desahogo (alivio)

Una válvula de desahogo (fig. 9) es de acción automática para tener regulación

automática de la presión. El uso principal de esta válvula es para servicio no

comprimible y se abre con lentitud conforme aumenta la presión para regularla.

La válvula de seguridad es similar a la válvula de desahogo y se abre con rapidez con

un “salto” para descargar la presión excesiva ocasionada por gases o líquidos

comprimibles. El tamaño de las válvulas de desahogo es muy importante y se determina

mediante formulas especificas.



ASPECTOS DE SEGURIDAD

Por su propia seguridad le rogamos leer con atención y observar estrictamente las siguientes

normas de seguridad:

1. El uso de Elementos de Protección Personal (botas, casco, gafas, tapones de

oído, guantes, etc) es obligatorio en los pozos, instalaciones de procesos y lugares

donde se requiera.

2. Está estrictamente prohibido fumar en pozos e instalaciones de proceso.

3. No está permitido tocar, operar ó manipular instrumentos y equipos sin autorización

expresa del Jefe de Campo ó Operador de Área.

4. No podrá realizar ningún trabajo sin el previo Permiso y Análisis de Riesgo

respectivo.

5. En caso de presentarse una emergencia debe dirigirse caminando, en Compañía del

Operador de Área, al Punto de Reunión más adecuado para esperar instrucciones (ver

plano adjunto).

6. Sí tiene consultas, observaciones ó sugerencias, le agradeceremos informarnos.

Para el efecto, puede utilizar el “buzón de seguridad” disponible.



PLANO DE UBICACIÓN PLNATA CARRASCO

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