Planta Rio Grande

PLANTA DE GAS RIO GRANDE

YPFB Andina S.A. es una empresa subsidiaria de YPFB Corporación dedicada a la exploración y producción de hidrocarburos, esta empresa es socio mayoritario de los Campos San Antonio y San Alberto, que en conjunto aportan aproximadamente el 60% de la producción de Gas Natural del país.

4.2.- PLANTA DE GAS - RIO GRANDE La Empresa que opera en Rio Grande, es la Empresa YPFB Andina, esta es una compañía boliviana que centra sus actividades en la exploración, explotación y

comercialización de Hidrocarburos. YPFB Andina pertenece a la Estatal YPFB y a la Empresa española Repsol. YPFB Andina S.A. es una empresa subsidiaria de YPFB Corporación dedicada a la exploración y producción de hidrocarburos, esta empresa es socio mayoritario de los Campos San Antonio y San Alberto, que en conjunto aportan aproximadamente el 60% de la producción de Gas Natural del país. El campo Rio Grande se encuentra ubicado a 55 kilómetros al sureste de Santa Cruz

Figura 1 Ingreso a la planta

En virtud del mandato del Decreto de Nacionalización de los Hidrocarburos, mediante D.S. Nº 29486 de 26 de marzo de 2008, se establece el 30 de abril de 2008 como fecha límite para concluir negociaciones con los accionistas de las empresas nacionalizadas y suscribir los documentos de transferencia y acuerdos necesarios. Es así que el 30 de abril de 2008 se llegó a un acuerdo con el accionista REPSOL YPF BOLIVIA S.A., quién vendió a YPFB las acciones que le permitieron contar con el paquete accionario necesario para tener la mayoría en la empresa.

YPFB Andina está en etapa de análisis de nuevos proyectos exploratorios y de ajustes en sus volúmenes de producción. Uno de los planes estratégicos apunta a duplicar la producción hidrocarburífera en los próximos años.

Andina, controlada por el Estado con un 50,8% de acciones y participada por la española Repsol con 48,6%, aporta hoy con 39% de la producción gasífera y con 37% de petróleo. Opera los campos: Camiri, Río Grande, La Peña, Guairuy, Sirari, Víbora, Yapacaní, Los Sauces, Cascabel, Penocos y Arroyo Negro. La compañía es socia también en los mega campos San Alberto y San Antonio, que en conjunto contribuyen con el 22% de la producción de gas natural. La petrolera YPFB Andina comenzará próximamente la perforación de un nuevo pozo en el campo cruceño de Río Grande, donde hace unos días halló un nuevo reservorio de 1 trillón de pies cúbicos (TCF). YPFB Andina ya instaló el equipo en el pozo Río Grande 81 (RGD-81) donde espera perforar 3.555 metros de profundidad hasta alcanzar la formación “Iquiri”, la misma donde se encontró el nuevo reservorio en el pozo Río Grande 22 (RGD22). En el RGD 81 se espera hallar caudales de producción de 6 millones de pies cúbicos (pcd), volumen similar al de RGD-22, indicó el coordinador de producción de Andina, Hugo Calderón Zegada.

Figura 2 Grupo de respuesta

Con la profundización en el pozo Río Grande 27 (RGD-27) hasta fines de 2010 y con trabajos similares en otros pozos, la petrolera controlada por el Estado prevé incrementar la producción nacional en Un millón de metros cúbicos diarios (mcd). La oferta boliviana de gas natural alcanzó en junio un récord de 44,6 millones de mcd, según YPFB. El pozo RGD-22 que se perforó durante 86 días (del 8 de mayo al 1 de agosto) produce actualmente 3 millones de pcd y 160 barriles de condensado que son enviados hasta la planta de Río Grande, instalación que procesa todo el gas que se despacha a Brasil. La conexión con la planta se hizo gracias a trabajos hidráulicos en la línea ya existente en este pozo que produjo gas desde 1968 hasta el 2001, pero en formaciones menos profundas que la “Iquiri”. En el RGD-22 se invirtieron 4,7 millones de dólares y durante este año se destinarán 27,6 millones de dólares a los proyectos en el campo Río Grande.

4.2.1.- PLANO DE UBICACIÓN DE LOS CAMPOS

Figura 3 Plano de ubicación

4.2.2.-AREA DE COLECTORES (BATERIAS):

Figura 4 Lineas de recolección

Figura 5 Vista en perfil de las lineas de recoleccion

4.2.3.- AREA DE SEPARACION Una vez recolectado, el petróleo crudo o mezcla de fases (líquida y gas) se somete a una separación líquido–gas dentro del separador. La separación ocurre a distintos niveles de presión y temperatura establecidas por las condiciones del pozo de donde provenga el fluido de trabajo. Después de la separación, el gas sale por la parte superior del recipiente y el líquido por la inferior para posteriormente pasar a las siguientes etapas. Es importante señalar que las presiones de trabajo son mantenidas por los instrumentos de control del separador. INTRODUCCION Los separadores son los artefactos más ampliamente conocidos en la industria petrolera, debido a que se los necesita para un sinnúmero de aplicaciones, comenzando en las cercanías del pozo y siguiendo con ellos a la entrada de cualquier planta de procesamiento de gas o de líquido. Su uso puede ser resumido de la siguiente manera:  Ocasionar una separación primaria de los fluidos que son líquidos de aquellos que son gases, ya que la corriente que viene del pozo es una mezcla compleja de variados hidrocarburos en estado líquido y gaseoso, agua, vapor de agua, sólidos, que fluye de manera turbulenta y a alta velocidad.  Mejorar la separación primaria removiendo los líquidos atrapados en el gas.

 Mejorar la separación aún más, removiendo el gas atrapado en el líquido. 

Descargar ambos fluidos en forma separada desde el recipiente sin posibilidad de que vuelvan a mezclarse.

Aún cuando las operaciones a realizar parecen sencillas, son en realidad uno de los puntos críticos en la industria del petróleo y gas. Una separación que no cumpla las especificaciones de entrega trae aparejado graves problemas, ya sea que se encuentre líquido en las líneas de gas, como encontrar gas en los tanques de petróleo. Es por ello que debe ponerse especial atención cuando se dimensiona un separador, a fin de seleccionar el recipiente que mejor se desempeñe de acuerdo a las características del fluido que va a pasar a su través.Uno de los problemas que se presenta en la práctica es que los separadores existentes, que fueron calculados para unas determinadas condiciones de operación, para fluidos de una determinada composición, son, a veces, puestos a funcionar en otros lugares para condiciones de operación totalmente distintas, debido a lo cual no es posible lograr una buena separación, a menos que se rehagan los cálculos y se haga funcionar al separador dentro de los límites establecidos para estas nuevas condiciones. PRINCIPIOS DE SEPARACIÓN Los principios físicos básicos para la separación son:

 Insolubilidad entre los fluidos: El estado gaseoso y el líquido en condiciones estables de temperatura y presión, así como el agua y el petróleo, no son solubles, es decir que si bien se mezclan, no son miscibles, conservando su estructura original.  Diferencia de densidades: Los tres fluidos a separar conservan en la mezcla diferentes densidades, actuando el efecto de la gravitación, de manera que los fluidos se separan por diferencia en el peso de cada componente.  Decantación: Es el efecto de la gravedad sobre los diferentes pesos de los fluidos a separar, haciendo que el más pesado tenga la tendencia a acumularse en lo más profundo.  Coalescencia: Es la propiedad de las gotas de un mismo fluido a atraerse y unirse entre sí, facilitando el proceso de decantación. CONDICIONES DE OPERACIÓN Para que los fluidos cuenten con las mejores condiciones en el interior del equipo para la separación, será necesario considerar algunos aspectos fundamentales: TEMPERATURA  Que los fluidos estén a una adecuada temperatura a fin de bajar lo suficiente la viscosidad del petróleo como para ayudar al desprendimiento de las burbujas de gas, disminuyendo las necesidades de tiempo de residencia.  En la fase líquida mejorará la disociación petróleo-agua mejorando la separación.  Se debe considerar el tipo de petróleo, pues si la temperatura es muy alta, evaporará algunos livianos que luego puede ser necesario condensar por enfriamiento y recuperar. PRESIÓN  Que estén sometidos a la menor presión posible de trabajo a los efectos de aumentar la diferencia de densidades entre gas y líquido, lo que también favorecerá la separación del gas libre y del gas disuelto. En la mayoría de los casos la mínima presión de trabajo deberá ser compatible con la necesaria para el drenaje de los líquidos por el fondo.

 Las limitaciones a las bajas presiones, están dadas también por el aumento del volumen del gas al disminuirlas, dado que a tal aumento, le corresponderá un incremento de la velocidad de su pasaje por el separador.

PROCESO DE SEPARACION Los fluidos ingresan al separador por su sector medio, circulan por el interior del equipo durante un cierto tiempo mientras se produce el fenómeno de separación debido a la diferencia de peso entre el gas y el líquido. Durante este proceso las burbujas de gas ascienden a la parte superior del separador por ser más livianas, y los líquidos van descendiendo por ser más pesados y se acumulan en la parte inferior. Si el caudal que recibe el separador es alto, la velocidad de circulación del gas en el interior del mismo será elevada y puede arrastrar hacia la parte superior a las gotas más pequeñas de petróleo pulverizado. Para evitar estas pérdidas y favorecer la separación, se diseñan deflectores de turbulencia, deflectores de condensación y filtros rejillas como elementos internos del equipo.

Estos dispositivos, como los extractores de nieblas, que se colocan en el interior de un separador, normalmente se diseñan para permitir que el gas pase a través de los mismos pero efectuando bruscos cambios de dirección. Al mismo tiempo, esta corriente de gas impacta contra una superficie de choque, produciéndose la coalescencia (agrupación) de las partículas, las que al aumentar de tamaño caen por gravedad a la parte inferior del equipo. Además, por el hecho de que la corriente de gas y líquido es conducida por el interior de una cañería dentro de la cual existe una determinada presión, y que al ingresar al separador se produce una brusca expansión en una cámara más amplia, el flujo pierde velocidad, «cortando» el arrastre de partículas, permitiendo la caída gravitacional de las mismas hacia el lecho líquido. El proceso de separación será entonces: 1. Asegurar las condiciones óptimas de temperatura y presión de trabajo.

2. Disminuir la velocidad de flujo de la mezcla al ingresar al equipo. 3. Ayudar a la separación mecánicamente con barreras de choque, tubos ciclónicos y mallas de retención de niebla. 4. Darle al flujo el tiempo de residencia necesario dentro del equipo. Un tiempo de retención de 1 a 3 minutos puede ser suficiente si no existe la formación de espuma, en caso contrario puede ser necesario 5 a 20 minutos, dependiendo de la estabilidad de la espuma y de la configuración del equipo. CONDICIONES MECANICAS DEL SEPARADOR Entre los mecanismos de separación, que tienen que ver con la estructura y diseño del equipo, se puede considerar como más importantes: CHOQUE: El choque de la mezcla a la entrada del separador propondrá la dispersión de los fluidos de diferente densidad. CAMBIO DE VELOCIDAD: Asociado al principio de inercia, los cambios de velocidad se manifestarán en una reducción de velocidad de cada una de las fases en forma diferente y consecuente con sus densidades. CAMBIO DE DIRECCIÓN: Existe la tendencia a la separación entre fases, cuando al fluido se le modifica su dirección, generada por la diferencia de densidad de los fluidos. TIEMPO DE RESIDENCIA: O de retención, es el tiempo que le lleva al fluido pasar por el separador. Para un determinado caudal o flujo, éste tiempo está fundamentado por el volumen disponible. Está dado por el diámetro del separador, el largo, y el nivel de líquido de operación.

Un aumento de estos parámetros causará un aumento en el tiempo de residencia. El tiempo de residencia es necesario para obtener una buena separación, pero posee una estrecha vinculación con la presión, temperatura y características del fluido: Más viscosidad = Mayor tiempo de residencia Menor viscosidad = Menor tiempo de residencia

SUPERFICIE INTERFACE Es importante la mayor superficie en el área de contacto entre las fases. De aquí la conveniencia, en muchos casos, de utilizar separadores horizontales en lugar de los verticales. El equipamiento básico para separar líquidos de vapores utiliza tanto las fuerzas gravitacionales como las centrífugas. Las primeras se utilizan al reducir la velocidad de modo que el líquido pueda asentarse en el espacio provisto a tal fin. Las fuerzas centrífugas se usan para cambiar la dirección del flujo. Ambas fuerzas necesitan de un tiempo para actuar. Por lo cual la verdadera función de un separador es proveer un espacio físico, es decir, un recipiente, en donde los fluidos puedan permanecer el tiempo necesario para asegurar la separación de los componentes gaseosos de los líquidos Aún cuando cada fabricante tiene sus propias normas de diseño y construcción de los separadores, éstos deben tener cuatro secciones principales:

SECCIÓN DE ENTRADA O SEPARACIÓN PRIMARIA Unas placas deflectoras, o algún otro artefacto, recibe el choque de la corriente que ingresa, la cual disipa parte de su energía, permitiendo a los gases una primera separación. Aquí hay cambio de velocidad y de dirección de la corriente.

Sección Primaria

SECCIÓN DE LAS FUERZAS GRAVITACIONALES: Las gotas de líquido contenido en el gas tratan de separarse al máximo. El gas asciende a una velocidad menor a la inicial, y las gotas de líquido decantan. En esta zona pueden generarse turbulencias, las cuales a su vez favorecen la formación de espumas. La colocación de placas paralelas minimiza la turbulencia y ayuda a deshacer las incipientes espumas.

SECCIÓN DE EXTRACCIÓN DE NEBLINA: En esta zona se separan las gotitas más pequeñas de líquido que acompañan todavía al gas, mediante dispositivos que operan con fuerzas de choque o fuerza centrífuga. Se las retiene mediante unas almohadillas o mallas tejidas, o también mediante placas de metal corrugadas, desde donde caen a la sección de líquidos.-

Extracción de Niebla

SECCIÓN DE ACUMULACIÓN DE LÍQUIDO: Los líquidos que se han ido separando se van acumulando en la parte inferior del recipiente, lo cual requiere de un tiempo mínimo para que la operación se efectúe. Cuando se alcanza un determinado nivel, se produce la descarga hacia la línea correspondiente. En la parte inferior de esta sección, y especialmente en los separadores verticales, suele colocarse un dispositivo rompe vórtices, con el fin de evitar la formación de remolinos en la salida del líquido.-

Almacenamiento De Líquido Almacenamiento de líquido

EFICIENCIA DE UN SEPARADOR Si el separador es eficiente en su operación, el gas captado será limpio, sin humedad y sin líquidos. A la salida del separador no deberá ensuciar la mano o una placa que se interponga. En caso contrario, si el gas sale sucio, no es eficiente la separación, lo que puede deberse a varios factores tales como: alta velocidad de circulación del fluido

(mucho caudal a tratar), temperatura excesiva (se producen muchos livianos); retenedor de niebla roto o tapado (no retienen las partículas de líquidos) etc. Si habitualmente un separador entrega un gas limpio y en un determinado momento se produce un rebase o salida de petróleo por la salida de gas, puede ser que esté ingresando más líquido del que puede tratar o que no sea adecuada la salida de líquidos (mucha pérdida de carga por bajo diámetro en la cañería de descarga), o que alguno de los parámetros no están bien regulados, como por ejemplo una temperatura más baja que lo conveniente lo que provoca elevar la viscosidad del petróleo y aumentar las dificultades para movilizarlo hacia afuera del equipo.

A fin de desempeñar las funciones para las cuales ha sido diseñado, un separador debe cumplir con lo siguiente: a) Controlar y disipar la energía de la corriente del pozo, a medida que entra al separador b) Asegurar que las velocidades del líquido y del gas sean lo suficientemente bajas para que tengan lugar la segregación gravitacional y el equilibrio vaporlíquido c)

Minimizar la turbulencia en la sección de gas del separador, y reducir la velocidad

d) Controlar la acumulación de espumas en el recipiente e) Eliminar la posibilidad de mezcla de los fluidos separados f)

Proveer una salida para los gases con controles apropiados para mantener la presión de operación prefijada.

g)

Proveer una salida para líquidos con apropiados controles de nivel de líquidos.

h) Proveer puertas y puntos en donde puedan acumularse los sólidos, si los hubiera.

i)

Proveer válvulas de alivio para el gas en caso de presiones excesivas, y de salidas de líquido en caso de taponamiento de las líneas.

j)

Poseer el equipamiento necesario (manómetros, termómetros, medidores de nivel con ventanas de vidrio, etc.) para verificar visualmente las operaciones

Además, de acuerdo con el tipo de fluido y las condiciones de operación, dentro del recipiente se encontrarán dispuestos de diferentes maneras, diversos accesorios tales como placas deflectoras, venas enderezadoras de flujo, placas rompeolas, placas rompe vórtices, tabiques, mallas, ciclones, etc.-

TIPOS DE SEPARADORES Hay cuatro tipos de separadores usados en la industria: separadores verticales, horizontales de un solo cuerpo, o barril, horizontales de doble cuerpo, o doble barril, y Separadores esféricos. Cada uno de estos tipos tiene ventajas y desventajas que deben ser tenidas en cuenta cuando se selecciona un separador.

SEPARADORES VERTICALES

Ventajas  Maneja mayor cantidad de petróleo por volumen de gas, separa mayor cantidad de sedimentos básicos por medio del drenaje inferior.  Tiene mayor capacidad para oleajes y turbulencias.  El nivel de líquido no es tan crítico por lo tanto no necesita ser tan sensible.  Debido a su posición ocupa menor espacio.  Menor tendencia a la vaporización del líquido (por su menor área de separación).  Es usado frecuentemente cuando las RGP del flujo están entre bajo a intermedios o cuando la producción de arena es alta. Desventajas  Para mayor capacidad de gas requiere mayor diámetro.  Su costo es mucho mayor con relación a los otros tipos.  Su instalación y transporte es muy dificultoso. SEPARADORES HORIZONTALES

Ventajas  Resulta ser económico cuando se manejan hidrocarburos de alta RGP  Minimizan la turbulencia y espumas  Posee una gran área de contacto gas – líquido  Fáciles en su instalación y trabajo. Desventajas  Su limpieza es muy difícil.  El control de nivel debe ser más preciso.  No son aconsejables para el uso donde la producción de arena es muy alta. SEPARADORES ESFÉRICOS

Ventajas Son los más económicos que los dos tipos anteriores. Son ideales para efectuar pruebas de producción en boca de pozo. Debido a su compactación su transporte resulta fácil. Desventajas  Procesan pequeñas cantidades de producción.  El control de nivel es crítico.

DIMENSIONAMIENTO Y SELECCIÓN DE UN SEPARADOR

Un separador debe proveer el espacio para que un determinado caudal del fluido que se quiere separar pueda permanecer el tiempo necesario para que se produzca la separación. Para ello se debe conocer los siguientes datos:

SEGÚN PDVSA

a) El caudal de líquido (petróleo y agua) en barriles por día (el mínimo y el máximo pico que pueda alcanzarse en un instante).b) Caudal de gas, en millones de pies3 por día (MMscfd). c) Gravedades específicas de petróleo, agua y gas. d) Tiempo de retención de los fluidos requerido dentro del separador. El tiempo de retención es una función de las propiedades físicas de los fluidos. e) Temperatura y presión a las cuales va a operar el separador, y presión de diseño del mismo. f) Si el separador va a ser de dos fases (líquido y gas) o de tres fases (agua, petróleo y gas)

g) Si hay o no impurezas sólidas, tales como arenas, o parafinas.

h) Si el fluido tiene o no tendencia espumante.

SEGÚN GPSA

4.2.4.- AREA DE ALMACENAMIENTO La necesidad de almacenar los recursos energéticos para controlar mejor su producción, su transporte, su distribución y su utilización es evidente en la medida en que se desea asegurar un abastecimiento abundante y regular de las industrias y de los consumidores. Ahora bien, la industria del petróleo como la del gas, están sometidas a riesgos de toda especie, cuyo origen puede ser debido a deficiencias técnicas, como las averías de las máquinas en las refinerías, a bordo de los buques o en los oleoductos; a causas naturales imprevisibles, como la incertidumbre en la prospección de los yacimientos, las tormentas en el mar y en la tierra o los incendios; y también a problemas políticos, económicos y comerciales, como las crisis que afectan periódicamente las relaciones entre países productores y países consumidores.

4.2.5.-TANQUES DE ALMACENAMIENTO Son depósitos cilíndricos que tienen la finalidad de recibir el producto de los tanques de lavado y de esta manera albergar el crudo que será bombeado al Patio de Tanques Principal, cumpliendo con las especificaciones de calidad (% AyS), sin embargo de no ser así, será devuelto a los calentadores. Los tanques son recipientes generalmente metálicos capaces de almacenar fluidos eficientemente. El diseño y la construcción de estos tanques dependen de las características físico-químicas de los líquidos por almacenar. En la industria del petróleo los tanques para almacenar hidrocarburos líquidos se clasifican de la siguiente manera:  Por su construcción, en empernados, remachados y soldados.  Por su forma, en cilíndricos y esféricos.  Por su función, en techo fijo y en techo flotante. Los tanques esféricos son utilizados para almacenar productos ligeros como gasolina, propano, etc. Su forma permite soportar presiones mayores de 25 psig. Los demás tipos de tanques se utilizan para almacenar petróleo crudo, a presiones cercanas a la atmosférica. Los tanques cilíndricos, soldados y de techo flotante se encuentran estandarizados en la industria del petróleo.

TANQUES DE TECHO FIJO El techo de este tipo de tanques está soldado al cuerpo, siendo su altura siempre constante. La forma del techo es cónica, teniendo instalado válvulas de venteo tipo PV que actúan a presión y a vacío (2-4 onzas/pulg2 de presión o vacío). Las pérdidas de crudo por evaporación en estos tipos de tanques son altas debido al espacio vacío que existe entre el techo y el nivel de líquido, que varía conforme cambia este nivel.

TANQUES DE TECHO FLOTANTE EXTERNO

Los tanques de techo flotante externo poseen un techo móvil que flota encima del producto almacenado. El techo flotante consiste de una cubierta, accesorios y un sistema de sello de aro. La cubierta flotante generalmente son de acero soldado y de dos tipos: pontón o doble cubierta. Los techos de tanques flotantes permiten reducir en forma significativa las pérdidas de los volátiles de los líquidos que se almacenan. Con esto se logra reducir los costos de producción, la contaminación ambiental y los riesgos de incendios. El secreto de estos tipos de techo, radica en la eliminación del espacio de vapor sobre el líquido que presentan los tanques de techo fijo.

TECHO FLOTANTE TIPO PONTÓN Estos tanques tienen un pontón anular alrededor del borde y una plataforma de espesor simple en el centro. La superficie superior del pontón tiene inclinación hacia el centro, para facilitar el drenaje del agua de lluvia, mientras que la superficie inferior tiene un ascenso hacia el centro, para permitir la acumulación de los vapores. Estos tipos de tanques son apropiados para almacenar hidrocarburos con presión de vapor hasta de 12 lppca durante temporadas de verano; durante el invierno, pueden manejar hidrocarburos con presión de vapor aún más altos. Así mismo, estos tanques tienen facilidades para manejar lluvias hasta de 254 mm en 24 horas.

TECHO FLOTANTE DE DOBLE PLATAFORMA Estos tipos de tanques tienen dos plataformas completas que flotan sobre la superficie del líquido. Aunque estos diseños de tanques fueron los primeros en construirse, recién en a mediados de 1940 se empezaron a construir en tanques de alta capacidad. La plataforma superior presenta una inclinación hacia el centro del tanque con el fin de permitir el drenaje de las aguas de lluvias hacia el sistema primario y al de emergencia que dispone el tanque. Este tipo de techo, es el más eficiente de los diferentes tipos de techo flotante que existen en el mercado, debido esencialmente a que entre ambas plataformas existe

un espacio lleno de aire que produce un aislamiento efectivo entre la superficie total del líquido y el techo, lo que permite almacenar líquidos de alta volatilidad. TANQUES DE TECHO FLOTANTE INTERNO Estos tipos de tanques presentan la particularidad, normalmente de disponer un techo fijo y otro interno flotante. Generalmente se instala en tanques cuyo techo fijo se encuentra deteriorado o en los casos de requerirse por la necesidad de almacenar productos más volátiles. Las pérdidas por evaporación en estos tanques son aún menores que las que se producen en los tanques de techo flotante externo.

4.2.6.-AREA DE ALMACENAMIENTO  Tanques de Almacenamiento de Agua

Figura 6 Tanque de almacenamiento de agua

Figura 7 Tanques de almacenamiento de agua

 Tanques de Almacenamiento de Propano y Butano

Figura 8 Almacenamiento de gas licuado

4.2.7.- AREA DE BOMBEO Después de pasar por las distintas etapas o procesos llevados a cabo dentro de la Estación de Flujo, el petróleo ubicado en los tanques de almacenamiento es bombeado hacia los patios de tanques para su posterior envió a las refinerías o centros de despacho.

El bombeo puede definirse como la adición de energía a un fluido para moverse de un punto a otro. Una bomba es un transformador de energía. Recibe la energía mecánica, que puede proceder de un motor eléctrico, térmico, etc., y la convierte en energía que un fluido adquiere en forma de presión, de posición o de velocidad. Las bombas pueden clasificarse sobre la base de las aplicaciones a que están destinadas, los materiales con que se construyen, o los líquidos que mueven. Otra forma de clasificarlas se basa en el principio por el cual se agrega energía al fluido, el medio por el por el cual se implementa este principio y finalmente delinea la geometría específica comúnmente empleada. Esta clasificación se relaciona por lo tanto, con las bombas mismas y no se relaciona con ninguna consideración externa a la bomba o aún con los materiales con que pueden estar construidas. Tomando en cuenta esta última clasificación, todas las bombas pueden dividirse en dos grandes categorías:

 Dinámicas En las cuales se añade energía continuamente, para incrementar las velocidades de los fluidos dentro de la máquina a valores mayores de los que existen en la descarga, de manera que la subsecuente reducción de velocidad dentro, o más allá de la bomba produce un incremento de presión. Las bombas dinámicas pueden, a su vez, subdividirse en otras variedades de bombas centrífugas y de otros efectos especiales.

 De Desplazamiento Positivo En las cuales se agrega energía periódicamente mediante la aplicación de fuerza a una o más piezas móviles para un número deseado de volúmenes, lo que resulta un incremento de presión hasta el valor requerido para desplazar el fluido a través de válvulas con aberturas en la línea de descarga.

Clasificación de las bombas de desplazamiento positivo: Las bombas de desplazamiento se dividen esencialmente en los tipos reciprocantes y rotativas, dependiendo de la naturaleza del movimiento de los

miembros que producen la presión. Cada una de estas clasificaciones mayores pueden, a su vez, subdividirse en varios tipos específicos de importancia. Las bombas de desplazamiento positivo (reciprocantes), por lo general, se clasifican por sus características: 1. - Extremo de impulsión, es decir, potencia o acción directa. 2. - Orientación de la línea del elemento de bombeo, es decir, horizontal o vertical. 3. - Número de carrera de descarga por ciclos de cada biela, es decir, acción sencilla o doble acción. 4. - Configuración del elemento de bombeo: pistón, émbolo o diafragma. 5. - Número de varillas o bielas de mando, es decir, simplex, dúplex o múltiplex

Figura 9 Area de bombeo

Figura 10 Area de bombeo vista interior

4.2.8.- DESCRIPCIÓN Y CARACTERIZACIÓN DE UNA PLANTA DE GAS El objetivo es eliminar los contaminantes, los componentes corrosivos (agua y ácido sulfhídrico, este último también por su carácter contaminante), los que reducen el poder calorífico (dióxido de carbono y nitrógeno) y los que forman depósitos sólidos a bajas temperaturas (nuevamente agua y dióxido de carbono),

para después separar los hidrocarburos más pesados que el metano, que constituyen materias primas básicas para la industria petroquímica. REMOCIÓN DE CONTAMINANTES CO2, H2S, Hg

TRATAMIENTO CON GLICOL

AJUSTE DE PUNTO DE ROCÍO

RECUPERACIÓN DE LPG

COMPRESIÓN

POZOS Y SISTEMAS DE TRANSPORTE

SEPARACIÓN PRIMARIA

TRATAMIENTO DE PETRÓLEO

ALMACENAJE Y BOMBEO

VENTA DE GAS

VENTA DE CRUDO

RESERVORIO

POZOS DE REINYECCIÓN

TRATAMIENTO DE AGUA

Figura 11 Esquema de procesos

4.2.9.-SISTEMA DE DESHIDRATACION DEL GAS El gas natural arrastra desde los yacimientos componentes indeseables como son: el ácido sulfhídrico (H2S), dióxido de carbono (CO2) y agua en fase gaseosa, por lo que se dice que el gas que se recibe es un gas húmedo, amargo e hidratado; amargo por los componentes ácidos que contiene, húmedo por la presencia de hidrocarburos líquidos e hidratado por la presencia de agua que arrastra desde los yacimientos. La deshidratación de gas es el proceso de quitar el vapor de agua contenido en la corriente de gas para bajar la temperatura a la cual el agua condensa. Esta temperatura es el punto de rocío, y por ello el proceso de deshidratación se llama también acondicionamiento del punto de rocío. Este proceso debe realizarse debido a las siguientes razones principales:  El gas natural se combina con agua libre, o líquida para formar hidratos sólidos, que pueden taponar las válvulas, conexiones o tuberías.  El agua puede condensarse en las tuberías ocasionando bolsones de líquido, y causando erosión y corrosión.  El agua presente en el gas natural puede combinarse con el CO2 y el H2S que pudieran estar presentes, tornando corrosivo al gas.  El vapor de agua aumenta el volumen de gas a ser transportado.



El vapor de agua disminuye el poder calorífico del gas  Las operaciones de las plantas de criogenia o absorción refrigerada pueden verse entorpecidas por los congelamientos.  Los contratos de venta del gas y las especificaciones de transporte por los gasoductos fijan un contenido de agua máximo, generalmente 7 libras de agua por millón de pies cúbicos de gas, o bien un determinado punto de rocío.

DESHIDRATACION POR ABSORCION (GLYCOL) La deshidratación por glicol es un proceso de absorción donde el vapor de agua se disuelve en una corriente de glicol liquido. Seguidamente este vapor de agua es extraído del glicol mediante aplicación de calor, al hervir el agua se desprende del glicol, el cual se regenera o reconcentra tornándose apto para volver a ingresar al proceso. ELECCION DEL GLICOL PARA SU UTILIZACION Los factores que influyen en la selección del glicol son: Costos, viscosidad por debajo de 100-150 cp., reducción del punto de roció, solubilidad del glicol en la fase de hidrocarburos, puntos de congelamiento de la solución agua-glicol, presión de vapor, temperaturas de las fases liquida y gaseosa en el separador de baja temperatura y relación gas/hidrocarburos líquidos. El glicol es un alcohol dihidrico (dos grupos de hidroxilos) ávido de agua. Hay cuatro tipos de glicoles que pueden usarse con éxito en distintas operaciones.  ETILEN GLICOL (EG).- Se usa como inhibidor de hidratos inyectando en las líneas, y pueden ser recuperado del gas por medio de separación a temperaturas por debajo de 50°F, no es apropiado para torres a causa de su equilibrio de vapor muy alto, que tiende a perder la fase de gas en la torre de contacto. Tiene la más baja solubilidad en los condensados, pero la mas alta perdida por vaporización.

 DIETILENGLICOL (DEG).- Su presión de vapor alta lleva a pérdidas grandes en el contactor. Su temperatura de descomposición es baja (328°F), lo cual requiere bajas temperaturas en el reconcentrador (315 a

340°F), por lo cual no se puede purificar lo suficiente para la mayoría de las aplicaciones. Se lo usa para ser inyectado en las líneas y actuar como inhibidor de formación de hidratos. Este es un proceso de corriente paralela, no tan eficiente como los procesos a contracorriente realizadas en las torres de absorción.

 TRIETILEN GLICOL (TEG).- Es el más común, se lo reconcentra a temperaturas entre 340 y 400°F para lograr una alta pureza. En el absorbedor no debe trabajarse por encima de 120 °F por que tiende a tener altas perdidas de vapor hacia la corriente de gas. Tiene la menor perdida por vaporización pero la mayor solubilidad en los condensados.

 TETRAETILEN GLICOL (TREG).- Es más caro que el TEG pero tiene menos perdidas a altas temperaturas de contacto. Reconcentra entre 400 a 430 °F. El glicol más usado en las plantas de tratamiento es el TEG por las siguientes razones:  Permite su regeneración a presión atmosférica, hasta concentraciones de 98 a 99.95 % de pureza, debido a su alto punto de ebullición y de temperatura de descomposición (teórica inicial de 404°F) esto permite depresiones mayores del punto de roció del gas natural en el rango de 80 a 150 °F.  Las perdidas por vaporización son menores que el EG o el DEG.  El TEG no es demasiado viscoso por encima de 70°F  El capital invertido y los costos de operación son menores.  Las presiones de proceso pueden variar desde 75 a 2500 psig  Las temperaturas del proceso pueden utilizarse desde 55 a 160 °F

4.2.10.-DESCRIPCION DE LOS EQUIPOS DE UNA PLANTA DESHIDRATODRA CON “TEG”  DEPURADOR DE ENTRADA .- Es el encargado de separar los contaminantes que llegan con la corriente de gas, tales como los hidrocarburos líquidos, agua libre, partículas sólidas y los compuestos químicos que han sido agregados previamente al gas natural, los cuales suelen causar efectos nocivos.  ABSORBEDOR O CONTACTOR.- La función del absorbedor es poner en contacto el gas húmedo con el glicol, para que el glicol pueda remover el vapor de agua del gas húmedo. Existen contactores que usan bandejas (tipo burbuja o campanas) o empaques regulares en su parte interna para efectuar el contacto directo del gas y el glicol. En cualquiera de los dos casos el contacto es en flujo inverso.  TANQUE DE FLASHEO O SEPARADOR DE GAS -CONDENSADO – GLICOL.- Sirve para recuperar el gas que esta disuelto en la solucion de glicol en el contactor, también como cualquier hidrocarburo liquido que sea transportado fuera del contactor por la solución de glicol. El gas sale por la parte superior del recipiente y es venteado o puede ser usado para suplir el gas combustible requerido para el reherbidor.  FILTROS.- En los sistemas de deshidratación del gas normalmente se usan dos tipos de filtros: filtros de sólidos son de malla fina de media o cartucho usados para eliminar sólidos, partículas que pueden causar erosión de los émbolos de las bombas, sellos de los discos y válvulas, atascamiento del equipo y formación de espuma.  FILTROS DE CARBÓN ACTIVADO.- Son usados para eliminar hidrocarburos, productos de degradación del glicol, surfactantes, químicos usados para tratamientos de pozos, aceites lubricantes de compresores.  BOMBAS DE GLICOL.- Son las únicas partes movibles de toda la unidad, retorna el glicol pobre de baja presión al contactor de alta presión, se usan de tres tipos: operación a alta presión (texsteam), operadas con líquido a alta presión (Kimray) y las impulsadas por motor eléctrico. Para unidades más grandes de deshidratación se usan bombas de

desplazamiento positivo, de cilindros múltiples. horizontalmente e impulsada por un motor eléctrico.

Montadas

 TANQUE DE COMPENSACIÓN.- Es un recipiente usado para almacenar glicol regenerado para la succión de la bomba, generalmente esta construido como parte integral del rehervidor o en forma separada.

 INTERCAMBIADORES DE CALOR.- El intercambiador glicol-glicol quita el calor del glicol pobre, caliente, que retorna al absorbedor y lo entrega al glicol rico que va al destilador ahorrando energía. El intercambiador glicol-gas sirve para calentar ligeramente el gas seco que sale del absorbedor y enfriar ligeramente el glicol caliente entrante. Los intercambiadores de glicol en una unidad e glicol están diseñadas para: Suministrar el glicol pobre al absorbedor 5-15 °F mas caliente que el gas seco que deja el absorbedor. Este objetivo se logra colocando un enfriador aguas abajo del intercambiador de glicol rico-pobre. Mantener el tope del destilador de despojamiento a 210°F (a nivel del mar). El glicol rico, frió, puede usarse como el refrigerante para el serpentín de reflujo. Controlar el precalentamiento del glicol rico que entra al destilador despojador a un máximo.  COLUMNAS DE DESTILACIÓN.- Es el recipiente localizado en la parte superior del reherbidor donde tiene lugar la destilación del glicol y agua. Las columnas destiladas están normalmente empacadas y tienen condensadores con aletas o espirales de reflujo (serpentines) en la parte superior para enfriar los vapores de glicol y parte de vapor de agua de salida, para proveer el reflujo para la columna. Este arreglo controla la condensación y reduce las pérdidas de glicol. El vapor de agua que sale del tope del despojador contiene pequeñas cantidades de hidrocarburos volátiles y se lo ventea normalmente a la atmósfera.  REHERBIDOR.- Es el recipiente que suministra calor para separar el glicol y el agua por simple destilación. El glicol es calentado a una temperatura entre 380 y 400°F. Para remover suficiente vapor de agua para regenerar el glicol en 98.5 -99%. Los reherbidores pueden ser de

fuego directo o calentados por vapor o aceite caliente. El nivel de glicol en el reherbidor es mantenido por un vertedero de derrame. El exceso de glicol fluye hacia dentro del tanque de compensación por gravedad. REGENERACION DEL GLYCOL El funcionamiento de un sistema de regeneración de glicol sería el siguiente: El gas de entrada llega a un depurador de entrada, donde se quita las impurezas sólidas o liquidas, luego el gas entra por la parte inferior de la contactora fluye en contracorriente con el glicol pobre que desciende. El glicol pobre entra por el tope del contactor donde fluye hacia abajo de plato en plato y absorbe el agua del gas natural que va ascendiendo, el gas que sale por el tope del contactor es gas seco que pasa a través de un intercambiador de calor gas/glicol y luego se va a la línea de gas de venta. El glicol rico deja el absorbedor y entra a un serpentín enfriador que controla la tasa de reflujo de agua en el tope del despojador. Este control de temperatura asegura que el vapor de agua que deja la columna destiladora no acarree exceso de glicol. Se mejora el intercambio de calor entre el glicol rico, frió y el glicol pobre caliente utilizando dos o más intercambiadores de calor de coraza-tubo, en serie. El aumento de calor recuperado disminuye el consumo de combustible en el reherbidor y protege de sobrecalentamiento a las bombas de circulación de glicol. El glicol rico se vaporiza en el tanque de flasheo donde se le quita el gas y cualquier hidrocarburo liquido que estuviera presente, que puede usarse como combustible, o como gas de despojamiento, se filtra el glicol antes de ser calentado en el reconcentrador.

Figura 12 Ciclo del glicol

SISTEMA DE DESHIDRATACION DEL GAS (GLYCOL)

Figura 13 Sistema de deshidratacion

SISTEMA DE REGENERACION DE GLYCOL

Figura 14 Sistema de regeneracion de glicol

4.2.11.- FRACCIONAMIENTO DEL GAS Como se puede observar en la figura cuenta con torres de Fraccionamiento el cual la

Figura 15 Fraccionamiento del gas

hace una planta bastante completa.

OBTENCIÓN DE METANO El gas es un recurso natural no renovable. El gas natural es una mezcla de gases y líquidos denominados hidrocarburos, que se encuentran bajo la corteza terrestre. Esta mezcla se compone principalmente de gas metano, pequeñas cantidades de otros gases licuables (como Propano y Butano) y de mínimas cantidades de líquidos (como Pentano y Hexano). Por esta razón, también se denomina al Gas Natural simplemente como Metano. GAS NATURAL O GAS METANO

ETANO

C6

PROPANO BUTANO

C5

El gas está por debajo de la tierra formadas por rocas que son denominadas reservorios o yacimientos. Como están enterrados a miles de metros debajo del suelo, los reservorios de gas natural se mantienen con calor y bajo la presión de capas de rocas, tierra e incluso agua. Los reservorios de gas bolivianos están a una profundidad promedio de 5000 metros. Por esta condición, se transporta y distribuye principalmente por sistema de tuberías. Por encontrarse almacenado bajo la corteza terrestre, se extrae mediante perforaciones y se conduce a una planta de tratamiento donde se purifica. Luego, se le aplica presión y se inyecta a la tubería que lo conducirá a los puntos de consumo.

CARACTERÍSTICAS DEL GAS NATURAL O GAS METANO  A temperatura ambiente, e independiente de la presión aplicada, siempre se encuentra en estado gaseoso.  Se transporta por medio de gasoductos y se distribuye mediante redes de tuberías, en forma de Gas Comprimido. (G. N. C.).

GAS ASOCIADO Y GAS LIBRE El gas asociado son los yacimientos de gas que contienen grandes cantidades de petróleo. El gas libre es también llamado gas no asociado, son aquellos yacimientos que contienen pequeñas proporciones de petróleo.

CADENA DEL GAS NATURAL

EXPLORACIÓN La exploración es una etapa muy importante del proceso. En el transcurso de los primeros años de la industria del gas natural, cuando no se conocía muy bien el producto, los pozos se perforaban de manera intuitiva. Sin embargo, hoy en día, teniendo en cuenta los elevados costos de extracción, las compañías no pueden arriesgarse a hacer excavaciones en cualquier lugar. Los geólogos juegan un papel importante en la identificación de Yacimientos de gas. Para encontrar una zona donde es posible descubrir gas natural, analizan la composición del suelo y la comparan a las muestras sacadas de otras zonas donde ya se ha encontrado gas natural. Posteriormente llevan a cabo análisis específicos como el estudio de las formaciones de rocas a nivel del suelo donde se pudieron haber formado yacimientos de gas natural. Las técnicas de prospección han evolucionado a lo largo de los años para proporcionar valiosas informaciones sobre la posible existencia de depósitos de gas natural. Cuanto más precisas sean las técnicas, mayor será la posibilidad de descubrir gas durante una perforación. EXTRACCIÓN El gas natural se extrae cavando un hueco en la roca. La perforación puede efectuarse en tierra o en mar. El equipamiento que se emplea depende de la localización del yacimiento de gas y de la naturaleza de la roca. Mediante este sistema una broca de metal pesado sube y baja repetidamente en la superficie de la tierra. Para prospecciones a mayor profundidad, se necesitan plataformas de perforación rotativa. Este método es el más utilizado en la actualidad y consiste en una broca puntiaguda para perforar a través de las capas de tierra y roca Una vez que se ha encontrado el gas natural, debe ser extraído de forma eficiente. La tasa de recuperación más eficiente representa la máxima cantidad de gas natural que puede ser extraída en un período de tiempo dado sin dañar la formación. Varias pruebas deben ser efectuadas en esta etapa del proceso.

TRATAMIENTO El tratamiento del gas natural implica el reagrupamiento, acondicionamiento y refinado del gas natural bruto con el fin de transformarlo en energía útil para las diferentes aplicaciones. Este proceso supone primero una extracción de los elementos líquidos del gas natural y después una separación entre los diferentes elementos que componen los líquidos. TRANSPORTE Y ALMACENAMIENTO El transporte puede ser por vía terrestre, a través de gasoductos que generalmente son de acero y miden entre 20 y 42 pulgadas de diámetro. Debido a que el gas natural se mueve a altas presiones, existen estaciones de compresión a lo largo de los gasoductos para mantener el nivel necesario de presión. Comparado a otras fuentes de energía, el transporte de gas natural es muy eficiente si se considera la pequeña proporción de energía perdida entre el origen y el destino. Los gasoductos son uno de los métodos más seguros de distribución de energía pues el sistema es fijo y subterráneo. Antes de llegar al consumidor, el gas natural puede ser almacenado en depósitos subterráneos para que la industria del gas pueda afrontar las variaciones estacionales de la demanda. Estos depósitos están generalmente situados cerca de los mercados consumidores de tal forma que las empresas de distribución de gas natural pueden responder a los picos de la demanda y proporcionar el gas a sus clientes continuamente y sin demora. Durante los períodos de poca actividad, las empresas de distribución pueden vender el gas natural en el mercado físico (spot). OBTENCION DEL GAS LICUADO DE PETROLEO “GLP” El gas licuado de petróleo (GLP) es la mezcla de gases condensables presentes en el gas natural o disueltos en el petróleo. Los componentes del GLP, aunque a temperatura y presión ambientales son gases, son fáciles de condensar, de ahí su nombre. En la práctica, se puede decir que los GLP son una mezcla de propano y butano.

El gas licuado es un subproducto del petróleo, formado por una mezcla de gas butano (30%), gas propano (68 %) y otros gases (2 %). A presión y temperatura ambiente la mezcla se encuentra en estado gaseoso. Sin embargo, al ser sometida a presión cambia a estado líquido, lo que permite su envasado en cilindros. El término “licuado” justamente se usa porque a presión atmosférica el GLP permanece en fase gas (estado gaseoso), sin embargo cuando se le somete a una presión moderada, pasa de esta fase a la fase líquida (estado líquido) reduciéndose su volumen en 250 veces, haciéndose posible por consiguiente, su almacenamiento y transporte. Es esta conversión de gas a líquido lo que se conoce como “licuefacción”, y puede obtenerse tanto por incremento de la presión como por disminución de la temperatura, siendo este último método mucho más costoso. CARACTERISTICAS DEL “GLP” El GLP es incoloro (no tiene color) y es inodoro (no tiene olor), por esta razón es que se le añade un odorizante para poder identificar su presencia en el ambiente. Este odorizante viene a ser un compuesto de azufre llamado mercaptano, que a pesar de ser incoloro también, tiene un fuerte y característico olor que se identifica fácilmente. No es tóxico, pero en grandes concentraciones puede causar asfixia por desplazamiento del oxígeno del aire. El GLP es un combustible de alta calidad que prácticamente no contiene impurezas lo cual lo convierte en un combustible limpio y que protege el medio ambiente. Se puede comprimir. Si se comprime a temperatura ambiente, este gas pasa a estado líquido. Esta característica permite disminuir considerablemente su volumen, logrando así almacenar una gran cantidad de gas en cilindros o estanques. De esta forma, 5.000 litros de gas ocupan, al licuarse, un volumen de 26.2 litros. Pesa más que el aire. En estado de gas pesa casi el doble que el aire. Por esto, no se eleva; sino que se desplaza al nivel de terreno. No tiene olor. Como carece de olor, se le agrega un compuesto denominado mercaptano, que le da su olor característico, con el objeto de facilitar la detección de fugas. Es inflamable. Para que se inflame, es necesario que exista una mezcla de G. L. P. y aire, en presencia de una chispa, llama o fuente de calor.

Para que se inflame, la mezcla debe encontrarse en una cierta proporción, llamada rango de inflamabilidad. Si la proporción de gas en el aire es menor que el límite inferior del rango, no se inflamará; lo mismo ocurre si se supera el valor máximo de la proporción.

METODOS DE OBTENCION El G. L. P. se obtiene de tres formas, teniendo todas ellas su origen en el petróleo y en los gases que se desprenden de los yacimientos.  La primera fuente de obtención es por la captura del gas emitido en forma directa desde el yacimiento, debido a la presión a que se encuentra. Posteriormente es procesado para separarlo de bencinas y otros gases licuables con los que aflora.  La segunda fuente de obtención de G. L. P. es por medio de la destilación primaria del petróleo crudo.  La tercera fuente para obtener G. L. P. es a partir de la aplicación de altas temperaturas y presiones a gasolinas de bajo octanaje. Este proceso logra romper las moléculas que la componen, generándose así gas licuado de petróleo.

PROCESO DE LA OBTENCION DEL “GLP” El Gas Licuado de Petróleo (GLP) es un combustible alterno a la gasolina y el diesel, en su composición química predominan los hidrocarburos butano y propano o sus mezclas y que contienen propileno o butileno o mezclas de estos como impurezas principales. Las fuentes de obtención de este combustible son las refinerías y plantas de proceso de gas natural, las cuales aportan alrededor del 25% y 75%, respectivamente. Es un hidrocarburo derivado del petróleo, que se obtiene durante el proceso de refinación de otro derivado denominado gasolina. El GLP se produce en estado de vapor pero se convierte en líquido mediante compresión y enfriamiento simultáneos de estos vapores, necesitándose 273litros de vapor para obtener 1litro de gas líquido.

Cabe señalar, que dependiendo el país, se puede aplicar el mismo término a productos diferentes, por ejemplo en Estados Unidos y Canadá, se conoce por G.L.P. al combustible constituido por propano en prácticamente un 100%, con algunas trazas de otros componentes, los cuales se consideran de alto valor, por lo que se separan de la corriente de líquidos y se emplean como materia prima para sintetizar componentes de alto octano que se usan en la formulación de gasolinas. El G.L.P. se encuentra en estado gaseoso a condiciones normales, sin embargo, para facilitar su almacenamiento y transporte, se licúa y se maneja bajo presión para mantenerlo en este estado. El gas al ser comprimido y enfriado se condensa hasta convertirse en líquido, en cuyo estado se le transporta y maneja desde las refinerías, a las plantas de almacenamiento y de estas a los usuarios, ya sea por auto tanques o recipientes portátiles, en donde el gas sale en estado de vapor para poder ser utilizado en calderas, aparatos domésticos y vehículo Procesos de Destilación: Los procesos de destilación atmosférica y al vacío son clásicos en la industria del petróleo. La diferencia entre el proceso atmosférico y el de vacío es que este último permite obtener más altas temperaturas a muy bajas presiones y lograr la refinación de fracciones más pesadas. La carga que entra a la torre de destilación atmosférica se somete previamente a temperatura de unos 350ºC en un horno especial. El calentamiento del crudo, permite que, por orden de punto de ebullición de cada fracción o producto, se desprendan de las cargas, y a medida que se condensan en la torre salen de ésta por tuberías laterales apropiadamente dispuestas desde el tope hasta el fondo. La torre lleva en su interior bandejas circulares que tiene bonetes que facilitan la condensación y la recolección de las fracciones. Además, al salir los productos de la torre pasan por otras torres o recipientes auxiliares para continuar los procesos. Cuando la temperatura de ebullición de ciertos hidrocarburos es superior a 375ºC se recurre a la destilación al vacío o a una combinación de vacío y vapor. La carga con que se alimenta el proceso al vacío proviene del fondo de la torre de destilación atmosférica.

USOS DEL “GLP” Los usos principales del GLP son los siguientes:  Obtención de olefinas, utilizadas para la producción de numerosos productos, entre ellos, la mayoría de los plásticos.  Combustible para automóviles, una de cuyas variantes es el autogas.  Combustible de refinería.  Combustible doméstico (mediante garrafas o redes de distribución). OBTENCION DE LA GASOLINA NATURAL Una vez se extrae petróleo (en torres de extracción o por medio de balancines actuando como bombas) se transporta a las refinerías, donde el combustible se separa en fracciones de hidrocarburos que tienen propiedades parecidas. Este proceso se denomina destilación fraccionada (el petróleo se calienta de manera que los compuestos que lo forman se evaporan) Los compuestos se enfrían y se condensan a medida que suben por la columna de destilación. En primer lugar se obtienen los menos volátiles y al final, los más volátiles. Los grupos de compuestos que se van separando tienen propiedades parecidas. Una de las fracciones obtenida es la gasolina, o también llamada gasolina de destilación. La gasolina es un producto derivado del petróleo para cuya obtención es necesaria una serie de procesos muy perjudiciales para el ambiente. Tal es el caso de la refinación del crudo, cuyos residuos son altamente tóxicos y por lo general son echados al ambiente. Es una compleja mezcla de hidrocarburos, líquida, muy volátil que su temperatura de ebullición está entre 180- 200°C La gasolina es el primer producto de la destilación del petróleo.

La gasolina se puede obtener de más maneras, como por medio de gases naturales que contienen un porcentaje de gasolina natural que se puede obtener mediante condensación (se hace pasar el gas a través de una serie de torres que contienen un aceite ligero. El aceite absorbe la gasolina, que se próximamente se destilara) También se puede obtener gasolina mediante la hidrogenación de carbón y alquitrán de hulla. Así pues, la gasolina es la mezcla de hidrocarburos líquidos más ligeros que se usa como combustible en motores de combustión interna, eso si las gasolinas obtenidas de estas maneras no se pueden emplear como combustible así como están, deben mezclarse con otros compuestos que mejorarán el rendimiento de estas.

CLASIFICACION  Gasolinas naturales: Es aquella que se produce por separación del gas natural o gas de cabeza de pozo. La composición de esta gasolina varía con respecto al gas natural que lo acompaña. El contenido en hidrocarburos es más bajo que la gasolina de destilación  Gasolinas de destilación directa: Fracción que se obtiene al destilar el crudo de petróleo a presión atmosférica. No contiene hidrocarbonados no saturados de moléculas complejas aromático-nafténicas, ya que presentan puntos de ebullición más altos que el límite superior del intervalo de ebullición de la gasolina  Gasolina de cracking o refinado: Esta sale a partir de una fracción de corte alto que se somete a otro proceso (cracking), el que se rompen las moléculas más grandes en otras más pequeñas, obteniendo así moléculas que entran dentro de la fracción gasolina.

La composición ya no va a ser tan homogénea va a depender de la composición inicial y del proceso utilizado La composición de la gasolina que se utiliza determina el nivel y tipo de contaminantes que salen por el escape del vehículo. La utilización del plomo en la gasolina sirve como un agente antidetonante. Es tóxico por absorción cutánea y por inhalación, tiene componentes de un efecto acumulativo, que pueden ser retenidos en los huesos, e inmediatamente liberados a la circulación sanguínea, estos vapores también son enviados y depositados a la atmósfera por las estaciones de servicios y los vehículos. OTROS SISTEMAS ENDULZAMIENTO DEL GAS NATURAL (AMINAS) El proceso de endulzamiento de gas consiste en remover los contaminantes, H2S (ácido Sulfhídrico) y CO2 (bióxido de carbono), del gas húmedo amargo recibido de los pozos productores. Este proceso consiste en la absorción selectiva de los contaminantes, mediante una solución acuosa, a base de una formulación de amina, la cual circula en uncircuito cerrado donde es regenerada para su continua utilización. Al H2S y al CO2 se les denomina gases ácidos del gas natural. En muchos campos de donde es extraído el gas natural la presencia de estos compuestos es elevada los cuales le dan la denominación de “amargo” al gas natural. El ácido sulfhídrico, también conocido como sulfuro de hidrógeno, tiene la característica de tener un desagradable olor y ser muy tóxico. Cuando es separado del gas natural mediante el proceso de endulzamiento, es enviado a plantas recuperadoras de azufre en donde es vendido en forma líquida para sus diversos usos industriales (producción de pólvora o sus médicos). Por su parte el dióxido de carbono es un gas incoloro e inodoro, que a concentraciones bajas no es tóxico pero en concentraciones elevadas incrementa la frecuencia respiratoria y puede llegar a producir sofocación. Se puede licuar fácilmente por compresión, sin embargo, cuando se enfría a presión atmosférica se condensa como sólido en lugar de hacerlo como líquido. El dióxido de carbono es soluble en agua y la solución resultante puede ser ácida como resultado de la

formación de ácido carbonilo, he aquí la propiedad corrosiva que el CO2 presenta en presencia de agua. CONDICIONES DEL GAS A TRATAR  Concentración de impurezas  Temperatura y presión disponible.  Volumen de gas a procesar  Composición de Hidrocarburos.  Selectividad de los gases ácidos por mover.  Especificaciones del gas ácido residual. PROCESOS DESARROLLADOS PARA LA REMOCIÓN DE GASES ÁCIDOS 

Solución acuosa de Aminas de varios tipos.



Absorción física con secuestrantes líquidos o con sólidos.



Proceso de Carbonato de Potasio.



Tamices Moleculares.



Membranas. Cada proceso tiene su aplicación, siendo el proceso con solución acuosa de aminas el más difundido en la industria ETAPAS DEL PROCESO Este proceso consta de dos etapas:  Absorción de gases ácidos: Es la parte del proceso donde se lleva acabo la retención del ácido sulfhídrica y el bióxido de carbono de una corriente

de gas natural amargo utilizando una solución acuosa de Dietanolamina a baja temperatura y alta presión.  Regeneración de la solución absorberte: Es el complemento del proceso donde se lleva acabo la desorción de los compuestos ácidos, diluidos en la solución mediante la adición de calor a baja presión, reutilizando la solución en el mismo proceso. AMINAS MAS USADAS EN EL ENDULZAMIENTO  Mono Etanol Amina (MEA) al 15% enagua. Formula:NH2-C2H4-OH  Di Etanol Amina (DEA) al 35 %en agua. Formula: NH-(C2H4-OH)2  Di Glicol Amina (DGA) al 60 %en agua. Formula: NH2-C2H4-O-C2H4OH  Metil Di Etanol Amina(MDEA) al 50 %en agua.Fórmula:CH3-N-(C2H4OH)2

EQUIPOS DE UN PROCESO DE ENDULZAMIENTO  SEPARADOR.- El separador de la entrada debe estar muy bien diseñado. A tal efecto, se debe considerar:  La presencia de fluidos ácidos.  La capacidad para manejar acumulaciones de líquido: agua, hidrocarburos, químicas.  La capacidad para retener sólidos. Elimina líquidos y sólidos que pueden afectar la operación de la planta.  TORRE CONTACTORA.- Es el lugar donde los gases ácidos (H 2S y/o CO2) son removidos del gas natural por la amina. Las torres pueden utilizar platos o empaque:

 Torres Utilizando Platos: TREATED

Pueden ser deGASuno, dos, tres o cuatro pases Pueden tener rebozadero (Weir) ajustibles o fijadas Pueden ser de Valvulas, Capas o Platos de Sieve Las caídas pueden ser al lado de los platos a al centro de los platos Pueden tener una o múltiples puntos de adición de amina PLATOS DE

CAIDA DE LA AMINA

 TANQUE DE FLASHEO.- Es utilizado para flashear hidrocarburos que están disueltos en la solución de amina. Los hidrocarburos producidos se usa como combustible o se manda a quemar. Normalmente opera a 5.3 kg/cm2 (75 psig) o menos cuando la presión de la contactora es arriba de 35.2 kg/cm2 (500 psig).Puede tener una contactora de amina en el flujo de gas para remover a H2S de los hidrocarburos flasheados (Puede resultar el altas perdidas de amina).Normalmente se localiza entre el contactor y el intercambiador de amina rica/pobre.Puede ser de 2-fases (gas-amina) o 3fases (gas-HC liquido-amine)

Figura 16 Tanque de flasheo con contactora de amina

 INTERCAMBIADOR DE CALOR AMINA RICA/POBRE.- Reduce la temperatura de la amina pobre saliendo de la Regeneradora y aumenta la temperatura de la amina rica entrando a la Regeneradora. Normalmente es de tubo/carcasa pero intercambiadores de tubo/platos también son utilizados. Amina rica pasa por los tubos y la amina pobre por la carcasa. El diseño debe minimizar el flasheo de gases ácidos (tomas la baja de presión lo más cerca posible a la regeneradora). Los requerimientos de la reherbidora será 50% más alto si no se diseña así. Una problema común es la corrosión/erosión es causado por la liberación de gases ácidos a la salida de la amina rica. El potencial de corrosión se aumenta cuando la carga de los gases ácidos se aumenta por una reducción en el flujo de amina o en la concentración de amina. Es importante mantener suficiente flujo de amina y presión para mantener una fase en el flujo.

 REGENERADORA/REHERBIDORA.- Regenera la solución de amina por la adición de calor para aumentar la temperatura de la amina rica entrando a la regeneradora. Calor sensible (1/3). El Calor es necesario para cambiar la reacción y remover el H2S y/o CO2 de la solución. El Calor de reacción (1/3).Calor es necesario para mantener el radio de reflujo en la parte superior de la regeneradora. Calor de vaporización ( 1/3) 90-95% de los gases ácidos son removidos de la solución en la regeneradora. El residual es removido en la reherbidora. El punto de hervir de la solución depende solamente de la composición de la amina, la concentración de amina y la presión que se mantiene en la regeneradora/reherbidora. Un incremento de presión a una temperatura constante resulta en temperaturas más altas pero produce menos vapor por el incremento de la demanda de calor sensible. Para optimizar el uso de energeticos mientras manteniendo las especificaciones del gas dulce, el flujo de aceite caliente entrando a la reherbidora debe ser controlado por la temperatura en la parte superior de la regeneradora.La temperatura de la reherbidora no esta efectada por el volumen de vapor generado. Los tubos de la reherbidora siempre deben ser cubierto de líquido. Esto es para prevenir corrosión y la degradación del solvente. Para prevenir degradación térmica del amina traten de mantener la temperatura del aceite caliente a menos de 162 oC (325 °F). La temperatura máxima de la amina en la regeneradora debe ser menos de 127 oC (260 °F) para prevenir la degradación térmica de la amina.

Figura 17 Rehervidora

 REFLUJO.- La función del condensador de gases ácidos es para condensar y enfriar el agua de vapor a líquido. Los gases ácidos y la agua se separan el en tanque de reflujo. El agua regresa a la parte superior de la regeneradora como reflujo. La razón del reflujo es para minimizar la concentración de amina en la parte superior de la regeneradora.  FILTROS.- Pueden ser de dos tipos:  FILTROS MECANICOS.Son usados para remover partículas (tierra, productos de corrosión, sulfato de hierro, etc.) que puede causar espumación, corrosión, y gas dulce fuera de especificación.Pueden ser de cartuchos, bolsas, o de tipo pre-cubiertos Son disponibles en rangos de 1-100 micrones (absoluta o nominal).Los elementos son cambiados basado en la diferencial de presión. Pueden tratar todo el flujo de amina o un parte del flujo. Se pueden usar con amina pobre o rico (normalmente se usan para amina pobre). Los Filtros Mecánicos se deben diseñar para operar a presiones diferenciales de hasta 1.4 - 1.8 kg/cm2.  FILTROS DE CARBÓN ACATIVADO.Remueven contaminantes químicos como jabones, moléculas grandes de hidrocarburos, y productos de degradación. Es usado para remover hidrocarburos, productos de degradación de aminas, algunos sales termo estables y hierro. También sirve como un filtro mecánico. Puede reducir la corrosividad de la solución de amina,es recomendado para cualquier uso de amina SISTEMA DE FILTRACION

Figura 18 Sistema de filtracion

DESCRIPCION DEL PROCESO El gas amargo es alimentado por el fondo de la torre Absorbedora a una presión de 84.1 Kg/cm2 y 35°c, para ponerse en contacto a contracorriente con la solución de Dietanolamina regenerada (DEA POBRE), misma que es alimentada por el primer plato de la torre. Antes de entrar a la torre Absorbedora la DEA POBRE pasa por un enfriador tipo solo aire donde se abate la temperatura hasta unos 40°c aproximadamente. La torre Absorbedora de gas amargo, cuenta con 20 platos en los cuales la solución de DEA POBRE se pone en contacto íntimo con el gas, absorbiéndole casi la totalidad de los gases ácidos presentes en la corriente de gas amargo alimentada a la planta endulzadora.

El gas dulce abandona la torre por el domo dirigiéndose al separador del gas combustible, el cual cuenta con una malla separadora para asegurar la recuperación de la DEA que el gas haya podido arrastrar. El gas dulce después de pasar por la válvula de control que regula la presión a esta sección es enviado a la red de gas combustible. La DEA recuperara sale del separador de gas combustible y se une a la corriente de DEA proveniente del fondo de la torre Absorbedora (DEA RICA), que se envía de nivel a la sección de regeneración de la Dietanolamina. La solución de DEA RICA proveniente del fondo de la torre absorbedora y el separador de gas combustible se alimenta al tanque de desorción (o de flasheo) con el fin de eliminar los hidrocarburos líquidos y parte de los gases ácidos retenidos por la DEA que por efecto de presión se encuentren disueltos en esta solución. La amina rica acumulada en el tanque de desorción, se envía por diferencia de presiones al Intercambiador de calor DEA RICA / DEA POBRE, donde se calienta por medio de contracorriente de DEA pobre procedente del Rehervidor de la torre regeneradora. Una vez precalentada, la Amina pasa al filtro de DEA RICA tipo cartucho, con la finalidad de eliminar los sólidos y partículas de sulfuro presentes en la solución de DEA, formados por el ensuciamiento de la Amina con el gas. Una vez filtrada la solución continúa hacia la torre regeneradora.

7.1.-ABREVIATURAS Has

Hectáreas (Unidad de Área)

MMPCD

Millares de Pies Cúbicos por Día

BPD MMCF

Barriles por Día Millares de Pies Cúbicos

BBL

Barriles

YPFB

Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos

SAM

Sociedad Anónima Mixta

DS

Decreto Supremo

CO2

Dióxido de Carbono

H2S

Acido Sulfihídrico

Hg

Mercurio

CuS

Compuestos Metálicos

Ag

Plata

K

Potasio

I

Iodo

KI

Ioduro de Potasio

S

Azufre

HCl H2

Acido Clorhidrico Hidrogeno

RGP

Relación Gas- Petróleo

%AyS

Porcentaje de Arena y Sólidos

Psig Manométrica)

Poundal

Pulg2

Pulgadas cuadradas (Unidad de Área)

Kg/cm2

Square

Inch

(Unidad

de

la

Kilogramo por centímetro cuadrado (Unidad de Presión)

Presión

G/mol

Gramos por mol

Lpca Absoluta)

Libras por pulgada cuadrada (Unidad de la Presión

ºC

Grados Centígrados

ºF

Grados Farenheit

Cp

Centipoise

Tk

Tanke

GLP

Gas Licuado de Petróleo

GNC

Gas Natural Comprimido

MEA

Mono Etanol Amina

DEA

Di Etanol Amina

DGA

Di Glycol Amina

MDEA

Metil Di Etanol Amina

URC

Unidad de Remoción de Contaminantes

API

American Petroleum Institute

SDCD

Sistema Digital de Control Distribuido

FCC

Cracking Catalítico de Fluido

Ppm

Partes por millón

Wt

Weight Total (Peso Total)

RX

Reactor

RG

Regenerador

ST

Stripper

HTN

Hidrotratamiento de Naftas

GOL

Gas – Oil Liviano

GOP

Gas – Oil Pesado

8.-BIBLIOGRAFIA  LAS SIGUIENTES PAGINAS WEBS

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