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Facultad de Ingeniería
Escuela de Ingeniería Química
EVALUACIÓN Y PROPUESTA DE MEJORAMIENTO EN LA
OPERATIVIDAD DE LA UNIDAD RECUPERADORA DE VAPORES DE
LA PLANTA QUIRIQUIRE-2, PROPIEDAD DE REPSOL YPF
Milton Marcelo Vergara Collauto
Tutor académico: Ernesto Bordier
Tutor industrial: Ing. Arturo Rodulfo
Caracas, febrero 2006
DERECHO DE AUTOR
Quien suscribe, en condición de autor del trabajo titulado “Evaluación y
propuesta de mejoramiento en la operatividad de la Unidad Recuperadora
de Vapores de la Planta Quiriquire-2, Propiedad de REPSOL YPF”,
declara que: Cedo a título gratuito y en forma pura y simple, ilimitada e
irrevocable a la Universidad Metropolitana, los derechos de autor de
contenido patrimonial que me corresponden sobre el presente trabajo.
Conforme a lo anterior, esta cesión patrimonial solo comprenderá el
derecho para la Universidad de comunicar públicamente la obra,
divulgarla, publicarla o reproducirla en la oportunidad que ella así lo
estime conveniente, así como, la de salvaguardar mis intereses y
derechos que me corresponden como autor de la obra antes señalada. La
Universidad en todo momento deberá indicar que la autoría o creación del
trabajo corresponde a mi persona, salvo los créditos que se deban hacer
al tutor o a cualquier tercero que haya colaborado o fuere hecho posible la
realización de la presente obra.
Milton Marcelo Vergara Collauto
C.I 16252530
En la ciudad de Caracas, a los 15 días del mes de Marzo del año 2006.
APROBACIÓN
Considero que el Trabajo Final titulado
EVALUACIÓN Y PROPUESTA DE MEJORAMIENTO EN LA
OPERATIVIDAD DE LA UNIDAD RECUPERADORA DE VAPORES DE
LA PLANTA QUIRIQUIRE-2, PROPIEDAD DE REPSOL YPF.
elaborado por el ciudadano
MILTON MARCELO VERGARA COLLAUTO
para optar por el título de
INGENIERO QUÍMICO
reúne los requisitos exigidos por la Escuela de Ingeniería química de la
Universidad Metropolitana, y tiene méritos suficientes como para ser
sometido a la presentación y evaluación exhaustiva por parte del jurado
examinador que se designe.
En la ciudad de Caracas, a los 15 días del mes de Marzo del año 2006
Prof. Ernesto Bordier Ing Arturo Rodulfo
ACTA DE VEREDICTO
Nosotros, los abajo firmantes, constituidos como jurado examinador y
reunidos en Caracas, a los Quince días del mes de marzo del año 2006,
con el propósito de evaluar el Trabajo Final titulado
EVALUACIÓN Y PROPUESTA DE MEJORAMIENTO EN LA
OPERATIVIDAD DE LA UNIDAD RECUPERADORA DE VAPORES DE
LA PLANTA QUIRIQUIRE-2, PROPIEDAD DE REPSOL YPF.
presentado por el ciudadano
MILTON MARCELO VERGARA COLLAUTO
para optar por el título de
INGENIERO QUÍMICO
emitimos el siguiente veredicto:
Reprobado ___ Aprobado___ Notable___ Sobresaliente___
Observaciones: ______________________________________________
___________________________________________________________
Jurado Jurado Jurado
iv
DEDICATORIA
Dedico este trabajo a mis padres, por ser ejemplo, enseñarme las virtudes
que cada uno posee y darme fuerzas para seguir adelante cada día.
A mi abuela, que aunque ya no esté materialmente conmigo, sé que uno
de sus sueños era este logro, y su inspiración forma parte de esta meta.
A mi abuelo, hermanos y demás familiares que forman parte de mi vida y
de todo lo que a ella se refiera.
v
AGRADECIMIENTOS
Le agradezco a Nous Group y a todas las personas que conforman esta
empresa por permitirme la oportunidad de realizar este trabajo y
ayudarme en cualquier duda o prestarme su asesoría para la elaboración
del mismo.
A mis tutores Arturo Rodulfo y Ernesto Bordier por ser mis principales
guías, sus capacidadades académicas y profesionales son ejemplo para
cualquier ingeniero, y por formar parte fundamental en el alcance de las
metas propuestas en el presente proyecto.
Agradezco a los profesores Karina Álvarez y Miguel Pérez, por haberme
compartido muchos de sus conocimientos incondicionalmente y por ser
excelentes personas.
Le doy gracias a Dios por guiarme durante toda mi vida y mantenerme
sano para alcanzar este triunfo.
Y por último, pero especialmente, agradezco a Alejandro Furtado y a
todos los compañeros y amigos que compartieron conmigo en la
universidad, fueron una gran ayuda para llegar a este logro.
vi
TABLA DE CONTENIDO
LISTA DE TABLAS Y FIGURAS.............................................................. xii
LISTA DE SÍMBOLOS Y ABREVIACIONES……………………………….xiv
RESUMEN.............................................................................................. xvii
INTRODUCCIÓN...................................................................................... .1
CAPÍTULO I ............................................................................................... 3
I.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ............................................... 4
I.2 JUSTIFICACIÓN ............................................................................... 5
I.3 OBJETIVOS ALCANZADOS............................................................. 6
I.3.1 OBJETIVO GENERAL................................................................ 6
I.3.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS....................................................... 6
CAPITULOII. MARCO TEORICO……………...………………………………8
II.1 RESEÑA DE LA EMPRESA…..……………………………………......9
II.2 CAMPO DE ESTUDIO………………………………………...……….10
II.2.1 UBICACIÓN DE LAS INSTALACIONES………………..………11
II.2.2 CONDICIONES AMBIENTALES Y DEL SITIO…………...……12
II.2.3 CAPACIDAD DE LA PLANTA………………………………..….12
II.2.4 ESPECIFICACIÓN DE LOS PRODUCTOS……………………13
II.2.5 ADECUACIÓN DE SISTEMA DE VENTEO Y RECUPERACIÓN
DE VAPORES EN TANQUES DE ALMACENAMIENTO………..….14
II.2.6 CARACTERIZACIÓN DE LA ALIMENTACIÓN……………..…15
II.2.7 CONDICIONES Y FLUJOS DE ALIMENTACIÓN DE QE-2
SEGÚN PRONÓSTICOS DE PRODUCCIÓN…...…..………….……17
vii
II.3 GAS NATURAL……………………………………………………..….17
II.4 UNIDAD RECUPERADORA DE VAPOR……………………………18
II.4.1 COMPONENTES PRINCIPALES……………………………….23
II.4.1.1 Tanques de almacenamiento de crudo……………………23
II.4.1.2 Separadores………………………………………………….24
II.4.1.3 Compresor de tornillo……………………………………….27
II.4.1.4 Aeroenfriador…………………………………………………29
II.4.1.5 Equipos de Instrumentación y Control…………….……….29
II.4.2 BENEFICIOS ECONÓMICOS Y AMBIENTALES…...….……..30
II.4.3 DECISIÓN DEL PROCESO…...…………………………………30
II.4.3.1 Localizaciones para la instalación de una URV………..…31
II.4.3.2 Volumen de las emisiones de vapor……………………….31
II.4.4 DETERMINACIÓN DEL VALOR DE LOS VAPORES
RECOBRADOS POR LA UNIDAD……...………………...………..….35
II.4.5 EVALUACIÓN ECONÓMICA DE LA URV……………………..36
II.5 SIMULADOR HYSYS…………………………………………………..37
II.5.1 COMPONENTES DE LA SIMULACIÓN………………………..39
II.5.2 ECUACIÓN TERMODINÁMICA…………………………………39
II.6 SIMULADOR PIPEPHASE………………………………………..…..41
II.7 RESOLVEDOR PROFACING…………………………………………41
II.8 VARIADOR DE FRECUENCIA……………………………………….42
CAPITULO III. MARCO METODOLOGICO………….……………………..44
III.1 DESARROLLO PROGARAMADO………………..…………………45
viii
III.2 UNIDADES RECUPERADORAS DE VAPOR……………………...45
III.2.1 ESTUDIO DE LA UTILIDAD Y FUNCIONAMIENTO DE ESTAS
UNIDADES……..….………….……………………………………….....45
III.2.2 REVISIÓN Y COMPRENSIÓN DE LOS MANUALES Y
PLANOS ESPECÍFICOS DE LA UNIDAD INSTALADA EN
CAMPO..………………………………………………………………….46
III.2.3 FILOSOFÍA DE OPERACIÓN Y CONTROL…………………..47
III.3 REPORTE DE FALLAS DE LA UNIDAD……………………………48
III.3.1 FALLAS REPORTADAS EN LA UNIDAD RECUPERADORA
DE VAPORES DURANTE LOS MESES DE OCTUBRE/ ENERO…48
III.3.2 PARADA DE LA UNIDAD POR PROBLEMAS DE ENERGÍA
ELÉCTRICA………………………………………………………………49
III.3.3 PARADA DE LA UNIDAD POR BAJA PRESIÓN DE
SUCCIÓN…………………………………………………………………50
III.3.4 PARADA POR ALTA PRESIÓN DE DESCARGA DE LA
UNIDAD…………………………………………………………………...50
III.3.5 PARADA POR ALTA TEMPERATURA EN LA DESCARGA DE
LA UNIDAD……………………………………………………………….50
III.3.6 PARADA DE LA UNIDAD POR ALTA TEMPERATURA EN LA
DESCARGA DEL COMPRESOR………………………………………51
III.3.7 OTROS PROBLEMAS PLANTEADOS………………………...51
III.3.7.1 Recirculación del gas de manto……………………………51
III.3.7.2 Problemas en el arranque de la unidad luego de una
parada…………………………………………………………………52
ix
III.4 HERRAMIENTAS Y SISTEMAS DE SOLUCIÓN DE FALLAS...…52
III.5 VAPORES EMITIDOS POR LOS TANQUES DE
ALMACENAMIENTO DE CRUDO……………..………………………...52
III.6 CÁLCULO DE LA CAÍDA DE PRESIÓN……………...……...…….53
III.6.1 ECUACIÓN PANHANDLE B…………………………………….53
III.6.2 SIMULACIÓN DE CAÍDA DE PRESIÓN EN PROFACING….54
III.6.3 CÁLCULO DE LA PRESIÓN POR LA DIFERENCIA DE
ALTURA…………………………………………………………………..55
III.7 CALCULO DE CONDENSADOS…………………………………….55
III.7.1 RECOPILACIÓN DE DATOS……………………………………56
III.7.2 ELABORACIÓN DEL MODELO DE DISEÑO EN PIPHASE...57
III.7.2.1 Crear Nueva simulación ( Create new simulation)………57
III.7.2.2 Selección del tipo de simulación ( Select the simulation
type)…………………………………………………………………...58
III.7.2.3 Selección del tipo de fluido…………………………………58
III.7.2.4 Selección de la composición de la fase (Compositional
Phase Designation)………………………………………………….59
III.7.2.5 Selección del sistema de unidades (Select the Default
Units of Measurement)………………………………………………60
III.7.2.6 Selección de los componentes del sistema (Component
Data)…………………………………………………………………..61
III.7.2.7 Construcción del diagrama de flujo del proceso y
descripción de la corriente………………………………………….63
x
III.7.2.8 Corrida de la simulación (Run Simulation and view
Results)……………………………………………………………….65
III.8 DESARROLLO DE LA SIMULACIÓN DE LA UNIDAD
RECUPERADORA DE VAPORES EN HYSYS.……………………..…66
III.8.1 RECOPILACIÓN DE DATOS……………………………………66
III.8.2 ELABORACIÓN DEL MODELO DE DISEÑO EN HYSIS……66
III.8.2.1 Caso Nuevo (New Case)………………….………………..67
III.8.2.2 Lista de componentes (Components List)………………..67
III.8.2.3 Paquete de fluido (Fluid Package)……………………...…69
III.8.2.4 CONSTRUCCIÓN DE LOS DIAGRAMAS DE FLUJO DEL
PROCESO Y DESCRIPCIÓN DE LAS CORRIENTES…..……..70
CAPITULO IV. INTERPRETACION DE LOS RESULTADOS…………….74
IV.1 ENERGÍA ELÉCTRICA……………….………………………………75
IV.2 ALTA PRESIÓN EN LA DESCARGA……………………………….75
IV.3 ALTA TEMPERATURA EN LA DESCARGA……………………….75
IV.4 RECIRCULACIÓN DE GAS DE MANTO…...………………………76
IV.5 INUNDACIÓN DE CRUDO DE LA UNIDAD..………………………76
IV.6 VAPORES EMITIDOS POR LOS TANQUES DE
ALMACENAMIENTO DE CRUDO……………………………………….77
IV.7 CAÍDA POR PRESIÓN EN LOS TANQUES……………………….79
IV.7.1 VARIADOR DE FRECUENCIA…………………………………79
IV.7.2 CAÍDA DE PRESIÓN EN LA TUBERÍA DE LOS TANQUES A
LA ENTRADA DE LA URV……………………………………………...80
IV.7.2.1 Cálculo manual………………………………………………80
xi
IV.7.2.2 Cálculo por Profacing……………………………………….81
IV.7.2.3 Cálculo de la presión en una columna de gas…………...82
IV.8 CONDENSADOS EN LA TUBERÍA DE LOS TANQUES A LA
URV………………………………………………………………………….83
IV.9 SIMULACIÓN DE LA URV EN HYSYS……………………………..86
CAPITULO V . CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES……………..88
Referencias Bibliografia…..………………………………………………..….93
APENDICES……………………………………………………………………95
APÉNDICE A. Filosofía de Operación y Control del sistema de
Recuperación de Vapores…………………………………………………….96
APÉNDICE B. Calculo de la caída de presión en la tubería desde los
tanques a la Unidad Recuperadora de Vapores………………………….104
APÉNDICE C. Diagrama general de flujo de la Unidad Recuperadora de
Vapores………………………………………………………………………..106
APÉNDICE D. Diagrama de tubería e instrumentación con los TAG de los
equipos que se reflejan en sala de control………………………………...108
APÉNDICE E. Hojas de reporte para el sistema de tubería de los tanques
a la URV, del simulador Pipephase………………………………………..110
APÉNDICE F. Hojas de reporte para el sistema de la URV, del simulador
Hysys………………………………………………………………………….114
APÉNDICE G. Hoja de información de los equipos de la unidad………127
APÉNDICE H. Características generales de los equipos que conforman la
URV obtenidas del manual del fabricante…………………………………129
APÉNDICE H1. Motor del Compresor……………………………………..130
xii
APÉNDICE H2. Aeroenfriador………………………………………………132
APÉNDICE H3. Separador de aceite………………………………………133 APÉNDICE H4. Separador de succión…………………………………….134 APÉNDICE H5. Separadaror de descarga………………………………..136
APÉNDICE I. Listado de equipos e instrumentos que conforman la Unidad
Recuperadora de Vapores descritos por el fabricante…………………...137
APÉNDICE J. Diagramas de la unidad realizados por el fabricante…...143
APÉNDICE K. Imágenes de la Unidad Recuperadora de Vapores de la
planta QE-2……………………………………………………………………145
APÉNDICE L. Hojas de reportes diarios de la URV emitidos por
HANOVER…………………………………………………………………….152
xiii
LISTA DE TABLAS Y FIGURAS
TABLAS
1. Coordenadas geográficas de la planta QE-2……………………………..11
2. Flujo de gas por niveles de presion para el año 2005……………..…...13
3. Flujo de gas por niveles de presion para el año 2006………………….13
4. Específicaciones del gas procesado…………………………….………..14
5. Composición de la corriente tropical a través de los años………….…...15
6. Composición de la corriente Viboral a través de los años……………….16
7. Composición de la corriente QQ-Deep a través de los años……………16
8. Condiciones y flujos de alimentación de QE-2 según pronósticos de
producción………….…………………………………………………………..17
9. Datos determinados para calcular el potencial total de las emisiones de
vapor por barril de petróleo…………………………………………………...34
10. Evaluación económica para una Unidad Recuperadora de Vapores..37
11. Fallas reportadas durante el período 16-31/10/2005………………….48
12. Fallas reportadas durante el período 01-30/11/2005………………….48
13. Fallas reportadas durante el período 01-31/12/2005………………….49
14. Fallas reportadas durante el período 01-23/01/2006………………….49
15. Datos de los vapores en la salida de los tanques de almacenamiento
de crudo…………………………………………………………………………56
16. Composición de la corriente en la salida de los tanques de
almacenamiento de crudo…………………………………………………….57
xiv
17. Características de la tubería……………………………………………..57
18. Características del Aire…………………………………………………...57
19. Trayecto de la tubería de los tanques a la URV……………………….64
20. Componentes de las corrientes en fracción molar…………………….67
21. Datos requeridos para el cálculo de la liberación de vapores de los
tanques………………………………………………………………………….77
22. Vapores expendidos por los tanques calculados por el programa…..78
23. Presión de descarga horizontal a la URV……………………..………..80
24. Presión de la columna de gas a la URV………………………………..83
25. Parámetros de operación de la corriente en salida de los tanques….84
26. Características de la corriente en la salida de los tanques…………...84
27. Parámetros de operación en la entrada a la URV……………………..85
28. Características de la corriente en la entrada a la URV………………..85
29. Condiciones más desfavorables de la corriente en la entrada a la
URV……………………………………………………………………………...86
30. Características más desfavorables para la corriente en la entrada de
la URV………………………………………………………………………..…86
31. Parámetros más importantes de algunas corrientes de la simulación
de la URV……………………………………………………………………….87
FIGURAS
1. Ubicación geográfica, campo Quiriquire………………………………....11
2. Esquema general de una Unidad Recuperadora de Vapor…………....22
3. Vista esquemática de una recuperadora de vapores…………………...23
xv
4. Separador vertical bifásico…………………………………………………26
5. Compresor de Tornillo……………………………………………………...28
6. Volumen estimado de vapores para los tanques de almacenamiento de
crudo…………………………………………………………………………….33
7. Presentación del Simulador HYSIS (Version 3.1)………………..……..37
8. Presentación del Simulador PIPEPHASE (Version 8.1)……………..…41
9. Presentación del facilitador de ingeniería PROFACING………………42
10. Selección del tipo de simulación…………………………………………57
11. Selección del tipo de fluido……………………………………………….58
12. Selección de la composición de la fase…………………………………59
13. Selección del sistema de unidades……………………………………...60
14. Componentes del Sistema………………………………………………..61
15. Listado de componentes puros de PIPEPHASE……………………….61
16. Selección de pseudo Componentes en PIPEPHASE..………………..62
17. Descripción de la tubería diseñada……………………………………...63
18. Datos en la composición de la corriente en la salida de los tanques..63
19. Diagrama de recorrido de la tubería…………………………………….64
20. Corrida de la simulación y reporte de resultados………………………64
21. Listado de componentes puros de HYSYS……………………………..67
22. Selección de pseudos componentes en HYSYS………………………68
23. Selección de la ecuación termodinámica a utilizar…………………….69
24. Simulación completa de la URV…………………………………………70
26. Caída de presión por Profacing………………………………………….81
xvi
LISTA DE SIMBOLOS Y ABREVIACIONES
API: American Petroleum Institute
Btu: Unidad de energía
CH4: Metano
C2H6: Etano
C3H8: Propano
C4H10: iso-Butano
C4H10: n-Butano
C5H12: iso-Pentano
C5H12: n-Pentano
C6H14: Hexano
C7-2005-trp*: Tropical
C7-2005-vib*: Viboral
C7-2005-qqd*: QQ-Deep
CO2: Dióxido de Carbono
Cooler: Aeroenfriador
d: Diámetro Interno
DPH: diferencial de alta presión
DPI: Indicador diferencial de presión
DTI: Diagrama de tuberias e Instrumentación
g: Gravedad
h: Altura
H2O: Agua
xvii
L: Longitud de pa tubería
LC: Controlador de nivel
LG: Indicador local de nivel
LSH: Interruptor por alto nivel
LSL: Interruptor por bajo nivel
MMscfd: millones de pies cúbicos estandard por día
N: Cantidad de barriles por día en los tanques
N2: Nitrógeno
P = Precio del gas natural
PI: Indicador de presión
Ps: Presión estandard
PSH: Interruptor por alta presión
PSL: Interruptor por baja presión
PT: Trasmisor de presión
P1: Presión agua arriba
P2: Presión aguas abajo
Q = Caudal de vapor recobrado
QE-2: Quiriquire-2
R = Dividendos producidos.
TI: Indicador de temperatura
TC: Controlador de temperatura
Ts: Temperatura estándar
T : Temperatura promedio en la tubería
TSH: Interruptor por alta temperatura
xviii
TW: Termopozo
URV: Unidad recuperadora de vapores
V: Vapores venteados por barril de petroleo
Z : Factor de compresibilidad
Gasγ : Gravedad específica del gas
ρ: Densidad
xix
RESUMEN
EVALUACIÓN Y PROPUESTA DE MEJORAMIENTO EN LA
OPERATIVIDAD DE LA UNIDAD RECUPERADORA DE VAPORES DE
LA PLANTA QUIRIQUIRE-2, PROPIEDAD DE REPSOL YPF. .
Autor: Milton Marcelo Vergara Collauto
Tutor: Arturo Rodulfo Caracas, Marzo de 2006
El presente informe de proyecto industrial tiene como objetivo detectar las
posibles fallas y proporcionar las mejoras necesarias para optimizar la
calidad de la operación de la unidad recuperadora de vapores en la planta
Quiriquire-2 propiedad de REPSOL YPF.
Esta unidad es la encargada de de recuperar los vapores emitidos por los
tanques de almacenamiento de crudo de la planta compresora de gas
QE-2, condensar los hidrocarburos más pesados que contenga dicho gas
para devolverlos a los tanques, y comprimir el gas remanente para ser
enviado a los compresores reciprocantes de baja presión junto al gas
procesado por la planta y luego ser despachados para la venta.
Con el fin de cumplir con los objetivos planteados, se realizó una
investigación a fondo de la unidad, tanto teórica como operacional, en la
cual se estudió la operación normal y se hizo la detección de falllas mas
xx
comunes en ella, mediante datos consultados en el libro de reportes
diarios y la consulta verbal con los operadores directos de la unidad, para
establecer en el siguiente informe, el reporte en cuanto a las mejoras
necesarias operacionales .
1
INTRODUCCION
La petrolera REPSOL YPF cuenta en la planta compresora de gas
Quiriquire-2 con una Unidad Recuperadora de vapores, la cual se
encuentra frecuentemente fuera de servicio por fallas en el sistema. Se
tiene como objetivo, detectar el tipo de fallas presentes y proponer
soluciones para optimizar la operación de la unidad.
Estas unidades recuperan los vapores del crudo que se generan el los
tanques de almacenamiento, para ser reincorporados al proceso de
compresión, de manera de eliminar el venteo al medio ambiente para
evitar la contaminación que esto genera y producir a la vez beneficios
economicos por la venta del mismo.
La realización de este proyecto requiere un buen soporte teórico y técnico
de la unidad, esto marcará la diferencia entre la operación óptima o
normal de las unidades recuperadoras de vapores y las fallas de
operación o diseño que pueda contener la URV específica a estudiar.
Forma parte de este proyecto simular el proceso de la unidad, de manera
de contemplar las variables operacionales óptimas, podiendo así variar
los datos de los equipos y los flujos en la corriente de entrada de gas para
estimar el proceso con diferentes parámetros de operación.
__________________________________________________________________
Introducción
222
El presente trabajo de grado ha sido estructurado en 5 capítulos que se
encuentran en forma general en la siguiente manera:
El primer capítulo muestra una reseña general de la importancia y
justificación para la elaboración del trabajo como tambíen los
fundamentos y objetivos del mismo.
El capitulo II contiene una descripción general de la empresa donde se
elaboró el trabajo y del campo donde se encuentran las instalaciones de
la planta; ademas, la información teórica necesaria acerca del gas tratado
y de las unidades recuperadoras de vapor, como tambíen de las
herramientas necesarias que sustentan el trabajo.
El capítulo III trata de la metodología empleada para llevar a cabo los
objetivos planteados en el trabajo y detalla cada uno de los
procedimentos aplicados para la elaboración del mismo.
El cuarto capítulo representa los resultados obtenidos, junto al analisis y
discusión correspondiente, para establecer los criterios que
proporcionaran las soluciones a las fallas descritas.
Introducción
CAPÍTULO I
EVALUACIÓN Y PROPUESTA DE MEJORAMIENTO EN LA
OPERATIVIDAD DE LA UNIDAD RECUPERADORA DE VAPORES DE
LA PLANTA QUIRIQUIRE-2, PROPIEDAD DE REPSOL YPF
4
I.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
La unidad recuperadora de vapores (URV) de la planta Quiriquire-2
(QE-2) se encuentra frecuentemente fuera de operación, y los períodos
en que se mantiene en funcionamiento son relativamente cortos, tomando
en cuenta que esta unidad debería mantenerse trabajando de forma
continua por los beneficios económicos y ambientales que ella
proporciona.
La búsqueda de las causas para dicha problemática, y las propuestas de
solución que se puedan establecer serán parte del tema de investigación
de este proyecto junto a cálculos hidráulicos, balances de masa y energía
que serán realizados para soportar la labor de diagnóstico y el
funcionamiento de la unidad.
Capítulo I
555
I.2 JUSTIFICACIÓN
El presente trabajo surge con la necesidad de mejorar la calidad de
funcionamiento de la Unidad Recuperadora de Vapores (URV), debido a
que el crudo liviano que se encuentra en los tanques de almacenamiento
contiene muchos gases que de no ser recuperados por la URV serán
emitidos al medio ambiente, contribuyendo al calentamiento global por el
contenido de metano y a la creación de una atmósfera inflamable en la
vecindad del área de almacenamiento de la planta. Por otra parte, la
recuperación de estos gases, dependiendo de los volúmenes que se
manejen, puede traer consigo un beneficio económico importante, ya que
los mismos contienen líquidos que pueden incorporarse a la producción
de crudo y una pequeña cantidad de metano que se adiciona al caudal de
gas entregado por la planta.
En caso que las URV se encuentren fuera de operación y que los vapores
se emitan al medio ambiente, los organismos correspondientes podrían
sancionar a la planta por incumplimiento de las leyes ambientales.
Capítulo I
6
I.3 OBJETIVOS ALCANZADOS
I.3.1 OBJETIVO GENERAL Evaluar el proceso de operación de la Unidad Recuperadora de Vapores
(URV-05170) de la Planta Quiriquire – 2 (QE-2) y elaborar una propuesta
que coloque a dicha unidad en marcha continúa evitando las constantes
paradas de la misma.
I.3.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Obtener los datos necesarios de los vapores emitidos por los
tanques de almacenamiento de crudo que alimentan a la unidad
recuperadora de vapor.
Revisar planos y manuales del fabricante para conocer los datos
necesarios de presión, temperaturas de enfriamiento, datos del
separador, entre otros.
Investigar los antecedentes de funcionamiento, así como los
tiempos de parada de la unidad con los operadores de la misma
con la finalidad de establecer parámetros iniciales de
funcionamiento.
Capítulo I
777
Realizar balances de masa y energía mediante un simulador de
procesos, necesarios para evaluar cada uno de los componentes
por separado de la unidad.
Localizar las fallas de operación de la unidad y proponer las
mejoras necesarias para su funcionamiento continuo.
Capítulo I
CAPÍTULO II
MARCO TEÓRICO
9
II.1 RESEÑA DE LA EMPRESA
NOUS Consultores se encuentra en funcionamiento desde el 2003,
conformada por especialistas en diferentes áreas de ingeniería que
abarcan, desde el yacimiento hasta la infraestructura.
La empresa tiene como objetivo, suministrar servicios de alta calidad,
dentro de los parámetros exigidos por los clientes, y enfocados a la
optimización de costos y calidad a lo largo del ciclo de vida del activo.
NOUS se encuentra integrada por profesionales de muy alta calificación,
con sólida formación académica y dilatada experiencia en evaluaciones
técnicas, estudios integrados, optimización de procesos, diseño,
construcción, arranque, operación y mantenimiento de instalaciones
petroleras.
La empresa ofrece servicios técnicos que comprende cuatro unidades
multidisciplinarías:
- Ingeniería de Petróleo
- Infraestructura y Mantenimiento - Servicios industriales - Adiestramiento
Capítulo II. Marco Teórico
II.2 CAMPO DE ESTUDIO
La planta QE-2 es una estación de flujo con separación multi etapas de
alta (1000 psig), media (400 psig) y baja (60 psig) presión, así como
compresión del gas desde los niveles mas bajos hasta 1200 psig y
almacenamiento a presión atmosférica. Originalmente diseñada para 70
MMscfd de gas, en una etapa posterior denominada Fase II, se
incrementó la capacidad de la Planta hasta 100 MMscfd. En el marco del
proyecto “Ampliación de Capacidad de la planta QE-2”, se realizaron
modificaciones para llevar la Planta hasta su capacidad actual, mediante
la instalación de los separadores bifásicos de alta presión V-5010 y
V-5020, filtros coalescentes, y dos unidades de deshidratación de gas
natural con glicol (TEG). De igual forma se instaló un nuevo sistema de
condensación de los gases de venteo de las regeneradoras de glicol para
reducir las emisiones de BTX, un sistema de recuperación de vapores de
tanque, y unidades de compresión de baja y media presión.
La Estación QE-2, actualmente produce aproximadamente hasta 320
MMscfd estándar de gas y 17 Mbbl/d de crudo de 44 ºAPI, proveniente de
los campos Tropical, QQ-Deep y Viboral. Bajo los acuerdos suscritos
entre PDVSA y Repsol YPF en diciembre 2004, con la ejecución del
Proyecto GASI, se acondicionarán las instalaciones de la Planta QE-2
para procesar hasta 350 MMscfd
Capítulo II
11
II.2.1 UBICACIÓN DE LAS INSTALACIONES
La Planta QE-2 está ubicada aproximadamente a 26 km de la ciudad de
Maturín, en el Municipio Punceres, Estado Monagas. Las coordenadas
geográficas siguientes:
Tabla 1. Coordenadas geográficas de la planta QE-2
Este Norte 479747,24 1103232,85 479962,6 1103232 479749,6 1102897,57
479749,94 1102897,57
Fuente: Documento de bases y criterios de diseño, disciplina de procesos
“Proyecto Gas Incremental QQ-GAS”, yacimiento Quiriquire, Edo. Monagas
La Planta QE-2 ocupa un área aproximada de 40.150 m2 (Figura 1). En el
Anexo 1 se muestra el plano de las áreas de ubicación de los equipos
principales de la estación y se detalla la ubicación de los equipos nuevos a
instalar.
QE-2
JUSEPIN
QE-1
N
Figura 1. Ubicación geográfica, Campo Quiriquire.
Fuente: Documento de bases y criterios de diseño, disciplina de procesos
“Proyecto Gas Incremental QQ-GAS”, yacimiento Quiriquire, Edo. Monagas
Capítulo II. Marco Teórico
12
II.2.2 CONDICIONES AMBIENTALES Y DEL SITIO
Altitud: 130 m sobre el nivel del mar.
Temperatura: Promedio entre 77 a 92 ºF.
Humedad relativa: 82%
Lluvias: Junio a Diciembre: 3,5” a 7”
Enero a Mayo: 0,3” a 2,9”
Vientos: Dirección predominante nordeste
Velocidad media: 20 MPH
Velocidad máxima: 50 MPH
Velocidad de diseño: 75 MPH
Zona Sísmica: Según norma COVENIN (Venezuela) ZONA 6
II.2.3 CAPACIDAD DE LA PLANTA
El desarrollo del campo se ha incrementado progresivamente, de acuerdo
a las potencialidades de los negocios que ha tenido Repsol YPF. La
capacidad de compresión es alquilada, y la misma se incrementará o
disminuirá de acuerdo al Plan de Negocios. Se necesita adecuar el resto
de las instalaciones para poder procesar las capacidades previstas hasta
el momento para este año, que son:
Capítulo II. Marco Teórico
13
Año 2005.
Tabla 2. Flujo de gas por niveles de presion para el año 2005
Nivel de presión (psig) Flujo (MMscfd)
60 12
400 45
1000 355
Fuente: Documento de bases y criterios de diseño, disciplina de procesos “Proyecto Gas
Incremental QQ-GAS”, yacimiento Quiriquire, Edo. Monagas
Año 2006.
Tabla 3. Flujo de gas por niveles de presion para el año 2006
Nivel de presión (psig) Flujo (MMscfd)
60 12
400 347
1000 355
Fuente: Documento de bases y criterios de diseño, disciplina de procesos “Proyecto Gas
Incremental QQ-GAS”, yacimiento Quiriquire, Edo. Monagas
II.2.4 ESPECIFICACIÓN DE LOS PRODUCTOS
El gas comprimido, será entregado a Jusepín mediante el gasoducto
existente de 20”. En cuanto a los requerimientos de calidad del gas, éste
Capítulo II. Marco Teórico
14
deberá presentar las siguientes propiedades:
Tabla 4: Específicaciones del gas procesado.
PARÁMETROS
ESPECIFICACIONES DE
ENTREGA A PDVSA
Presión (psig) 1200 a 1320
H2O (lb/MMscf) 7
Fuente: Documento de bases y criterios de diseño, disciplina de procesos “Proyecto Gas
Incremental QQ-GAS”, yacimiento Quiriquire, Edo. Monagas
II.2.5 ADECUACIÓN DE SISTEMA DE VENTEO Y RECUPERACIÓN DE
VAPORES EN TANQUES DE ALMACENAMIENTO.
Esta adecuación se completó en el año 2004 y consistió en la instalación
de un nuevo cabezal de venteo, así como la adecuación de las tuberías
de venteo de los tanques TK 10301 y TK 3800. El sistema de tuberías de
venteo es de 16” de diámetro, con el objetivo de permitir la salida de los
vapores de los hidrocarburos almacenados en los tanques, a fin de evitar
la presurización interna de los equipos originando posibles deformaciones
en los mismos. Adicionalmente, con esto se evita la apertura de las
válvulas de seguridad instaladas en el tope de los tanques, evitando a su
vez la formación de atmósferas explosivas en el área de proceso y
condiciones de riesgo en la Planta QE-2.
Capítulo II. Marco Teórico
15
Luego se hizo el estudio de la cantidad de vapores de hidrocarburos
generados en los tanques de almacenamiento de crudo para la colocación
de una unidad recuperadora de vapores, para lo cual se instaló a la planta
una URV de 1,5 MMscfd.
II.2.6 CARACTERIZACIÓN DE LA ALIMENTACIÓN.
En la siguiente tabla, se muestra la composición de las corrientes de
alimentación a la Planta QE-2.
Corriente Tropical
Tabla 5. Composición de la corriente tropical a través de los años
Fuente: Documento de bases y criterios de diseño, disciplina de procesos “Proyecto Gas
Incremental QQ-GAS”, yacimiento Quiriquire, Edo. Monagas
Capítulo II. Marco Teórico
16
Corriente Viboral
Tabla 6. Composición de la corriente Viboral a través de los años
Año CO2 N2 C1 C2 C3 IC4 NC4 IC5 NC5 C6 C7+ PM GE2005 2,53 0 81,67 5,24 2,87 0,74 1,36 0,59 0,51 0,69 3,8 274,000 0,88002006 2,53 0 81,8 5,24 2,87 0,74 1,36 0,59 0,51 0,68 3,68 266,597 0,87572007 2,54 0 81,97 5,26 2,88 0,74 1,36 0,59 0,51 0,67 3,48 259,834 0,87182008 2,54 0 82,02 5,26 2,88 0,74 1,36 0,59 0,51 0,67 3,43 253,661 0,86832009 2,54 0 82,11 5,27 2,88 0,74 1,36 0,59 0,51 0,67 3,33 248,000 0,86502010 2,54 0 82,19 5,27 2,88 0,74 1,36 0,59 0,51 0,67 3,25 243,251 0,86182011 2,54 0 82,26 5,27 2,88 0,74 1,36 0,59 0,51 0,67 3,18 238,849 0,85892012 2,54 0 82,33 5,27 2,88 0,74 1,36 0,59 0,51 0,67 3,11 234,749 0,85622013 2,54 0 82,41 5,27 2,88 0,74 1,36 0,59 0,51 0,67 3,03 230,927 0,8536
COMPOSICION MOLAR P OPIEDADES C7+R
Fuente: Documento de bases y criterios de diseño, disciplina de procesos “Proyecto Gas
Incremental QQ-GAS”, yacimiento Quiriquire, Edo. Monagas
Corriente QQ-Deep
Tabla 7. Composición de la corriente QQ-Deep a través de los años
Año CO2 N2 C1 C2 C3 IC4 NC4 IC5 NC5 C6 C7+ PM GE2005 1,76 0,13 88,23 3,80 2,02 0,37 0,57 0,23 0,16 0,23 2,50 117,00 0,77702006 1,76 0,13 88,23 3,80 2,02 0,37 0,57 0,23 0,16 0,23 2,50 115,96 0,77602007 1,76 0,13 88,24 3,80 2,02 0,37 0,57 0,23 0,16 0,23 2,49 115,00 0,77502008 1,76 0,13 88,25 3,80 2,02 0,37 0,57 0,23 0,16 0,23 2,48 114,21 0,77422009 1,76 0,13 88,26 3,80 2,02 0,37 0,57 0,23 0,16 0,23 2,47 113,54 0,77352010 1,76 0,13 88,27 3,80 2,02 0,37 0,57 0,23 0,16 0,23 2,46 113,00 0,77302011 1,76 0,13 88,29 3,80 2,02 0,37 0,57 0,23 0,16 0,23 2,44 112,76 0,77232012 1,76 0,13 88,32 3,80 2,02 0,37 0,57 0,23 0,16 0,23 2,41 112,58 0,77172013 1,76 0,13 88,33 3,80 2,02 0,37 0,57 0,23 0,16 0,23 2,40 112,42 0,7713
COMPOSICION MOLAR PROPIEDADES C7+
Fuente: Documento de bases y criterios de diseño, disciplina de procesos “Proyecto Gas
Incremental QQ-GAS”, yacimiento Quiriquire, Edo. Monagas
Capítulo II. Marco Teórico
17
III.2.7 CONDICIONES Y FLUJOS DE ALIMENTACIÓN DE QE-2 SEGÚN
PRONÓSTICOS DE PRODUCCIÓN
Tabla 8. Condiciones y flujos de alimentación de QE-2 según pronósticos de producción
BOPD MMPCND PSIG ºF BOPD MMPCND PSIG ºF BOPD MMPCND PSIG ºF BOPD MMPCND2005 4315,04 38,28 992 812,43 8,52 505,00 5868,42 273,20 992 10995,89 3202006 3942,46 39,19 400 747,44 8,30 400,00 5599,44 272,51 400 10289,34 3202007 3436,05 38,07 400 687,64 8,16 400,00 4933,31 253,77 400 9057,00 3002008 2998,14 36,90 400 646,38 8,03 400,00 3800,64 205,07 400 7445,17 2502009 2610,57 35,71 400 607,60 7,91 400,00 2624,97 148,38 400 5843,14 1922010 2264,61 34,50 400 577,22 7,79 400,00 2144,69 125,71 400 4986,51 1682011 1961,95 33,28 400 548,36 7,68 400,00 1903,77 115,04 400 4414,08 1562012 1709,70 32,05 400 520,94 7,57 400,00 1666,64 104,37 400 3897,28 1442013 1574,49 32,36 400 494,89 7,47 400,00 1446,16 92,17 400 3515,55 132
TOTALES Date TROPICAL VIBORAL QQ-DEEP
Fuente: Documento de bases y criterios de diseño, disciplina de procesos “Proyecto Gas
Incremental QQ-GAS”, yacimiento Quiriquire, Edo. Monagas
III.3 GAS NATURAL
El gas natural es una mezcla homogénea que se presenta en diferentes
proporciones dependiendo del yacimiento que se extraiga, contiene
compuestos gaseosos orgánicos e inorgánicos, aunque en su mayoría el
gas natural está formado por un pequeño grupo de hidrocarburos
denominados alcanos, fundamentalmente con un porcentaje de metano
(CH4) entre 75 y 95% y con una pequeñas cantidades de etano (C2H6),
propano (C2H6), butano (C4H10), iso-butano (C4H10), n-butano (C4H10),
pentano (C5H10), iso-pentano (C5H10), n-pentano (C5H10), hexano (C6H12)
y algunos otros compuestos remanentes mas pesados que los hexanos.
El propano y el butano se separan del metano y se usan como
Capítulo II. Marco Teórico
18
combustible para cocinar y calentar, distribuidos en bombonas. El metano
se usa como combustible tanto en viviendas como en industrias,
distribuido por gaseoductos, y como materia prima para obtener diferentes
compuestos en la industria química orgánica por su alto poder como
reactivo.
Solo un mínimo porcentaje del gas natural está conformado por
materias inorgánicas, entre los que se puede encontrar dióxido de
carbono (CO2), sulfuro de hidrogeno (H2S), nitrógeno (N2), y dependiendo
de las condiciones en que se extraiga son sus contenidos del poco vapor
de agua (H2O).
III.4 UNIDAD RECUPERADORA DE VAPOR (URV).
Esta unidad se encarga de succionar los vapores de los tanques de
almacenamiento de crudo, condensar los hidrocarburos más pesados que
contenga para devolverlo a los tanques y recuperar el gas remanente.
Toda unidad recuperadora de vapores está conformada por varios
equipos, tales como compresor, separadores a la entrada y a la salida de
la unidad y un enfriador.
Las Unidades Recuperadoras de Vapor son instaladas dependiendo de la
composición y el flujo de los gases a tratar, los cuales son determinados
por factores como los grados API del crudo, la presión dentro del tanque,
Capítulo II. Marco Teórico
19
la temperatura a la cual es almacenado, el tiempo de residencia en los
tanques, entre otros.
Estas unidades son diseñadas con características específicas
dependiendo de la presión mínima que se necesite en la succión del
compresor, y la presión que se requiera para la descarga de la unidad.
Estas son de gran importancia, debido a que capturan más del 95% de los
vapores de hidrocarburos que contienen los tanques de almacenamiento.
Usualmente estos vapores tienen un alto poder calorífico.
De acuerdo con el artículo 11 de la Gaceta Oficial de la Republica de
Venezuela, Nº 4399, decreto Nº 638 de las regulaciones de aire en
Venezuela, todos los tanques que exceden una capacidad de 943 bbl y
una presión de vapor mayor a 1,47 psia (76 mmHg) a 25 °C deben ser de
techo flotante. Si la presión de vapor es mayor a 11 psia (570 mmHg) a 25
°C, estos tanques deben ser equipados con una URV para cumplir con las
regulaciones ambientales.
Cuando el crudo es extraído del suelo y procesado en su primera parte
para separar los gases de los líquidos, muchos de los hidrocarburos
ligeros son removidos a través de una serie de separadores de alta y baja
presión. Luego, el crudo desgasificado es enviado a tanques en espera de
ser vendido o trasportado hacia centros de refinería.
Capítulo II. Marco Teórico
20
El crudo emite ciertos vapores dentro del tanque debido a su
inestabilidad, por lo tanto, estos vapores son venteados, quemados, o
recobrados por Unidades Recuperadoras de Vapor (URV).
Las pérdidas de estos hidrocarburos livianos son categorizadas de tres
formas.
1. Pérdidas flash: Ocurren cuando los separadores o Heater treaters
operan a aproximadamente 35 psi, descargando el petróleo dentro
del tanque de almacenamiento el cual se encuentra a presión
atmosférica.
2. Pérdidas de operación: Se refiere a los vapores relacionados con
cambio de niveles del fluido y agitación del contenido de los
tanques, asociados con la circulación fresca del petróleo a través
de los tanques de almacenamiento.
3. Pérdidas permanentes: Ocurren diariamente y con cambios
temporales de temperatura.
Capítulo II. Marco Teórico
21
El volumen de vapores proveniente de los tanques depende de muchos
factores, por ejemplo, el crudo liviano (mayor a 36° API) contiene más
vapor de hidrocarburo que el crudo pesado.
La composición de estos vapores varía, pero el componente que se
encuentra en mayor proporción es el metano (entre 40 y 60%). Otros
componentes son hidrocarburos más complejos como el etano, propano y
butano, gases inertes como el nitrógeno y dióxido de carbono, y otros
como el benceno, tolueno, xileno y etil-benceno, estos cuatro últimos
conocidos como BTEX.
Las URV pueden llegar a recobrar más del 95% de las emisiones de
hidrocarburos que se acumulan en los tanques de almacenamiento.
Dependiendo del volumen del contenido de pesados, el poder calorífico
puede ser tan alto como 2000 Btu por pie cúbico.
La siguiente figura muestra una URV instalada a un tanque de
almacenamiento de crudos. Los vapores de hidrocarburos que salen de
este tanque se encuentran a muy baja presión, normalmente entre 4
oz/pulg y 2 psi. La unidad se habilita mediante un interruptor que activa el
compresor por las variaciones de presión dentro del tanque.
Los vapores llegan a un primer separador, donde los líquidos
condensados son retornados a los tanques de crudo, los vapores
Capítulo II. Marco Teórico
22
recobrados pasan por un compresor y un enfriador para finalmente ser
llevado a un separador de descarga, donde luego son enviados por la
línea de gas para la venta o para combustible de otros procesos.
Tanque almacenador
de crudos condensados
Control Piloto
Línea de venteo Válvula de seguridad
de presión
Línea de succión
Retorno de condensados
Compresor eléctrico de tornillo
Gas Sales Meter Run
Gas
Bomba de transferencia
de líquido
Enfriador por aire
Separador de descar
ga
Separador de
succión
Figura 2. Esquema general de una Unidad Recuperadora de Vapor.
Fuente: http://www.epa.gov/gasstar/
Capítulo II. Marco Teórico
23
Figura 3. Vista esquemática de una recuperadora de vapores
Fuente: Hanover
II.4.1 COMPONENTES PRINCIPALES
Estas unidades trabajan bajo un mismo principio de funcionamiento, por lo
cual, cuentan fundamentalmente por los mismos equipos principales, solo
varían las capacidades o especificaciones de los equipos dependiendo de
los requerimientos esenciales de cada planta.
II.4.1.1 Tanques de almacenamiento de crudo
Si bien los tanques de almacenamiento de crudo no forman parte de la
URV, se hará una breve descripción de ellos, ya los vapores
desprendidos durante el almacenamiento son los que son succionados
Capítulo II. Marco Teórico
24
por la URV. Estos son tanques donde se almacena el crudo antes de ser
despachado mediante bombeo, son recipientes donde por la naturaleza
del crudo, se separa el gas que se produce cuando se expande un
líquido. En esta profesión se conoce como “flash” al cambio súbito que
sufre un fluido cuando la presión desciende violentamente. Así, al tumbar
la presión del fluido se producirá una separación de fases, que le dará
origen al gas y al petróleo.
II.4.1.2 Separadores
Los separadores son un tipo de recipiente empleado con frecuencia en
procesos para disociar corrientes formadas por dos o más fases. Un
separador gas-líquido es aquel que disocia corrientes formadas por una
fase gaseosa y una fase líquida mientras que un separador gas-líquido-
líquido disocia corrientes formadas por una fase gaseosa y dos fases
líquidas inmiscibles, por ejemplo; gas, hidrocarburo y agua.
En la industria del petróleo y del gas natural, un separador es un cilindro
de acero que por lo general se utiliza para disgregar la mezcla de
hidrocarburos en sus componentes básicos: petróleo y gas.
En primera instancia es conveniente aclarar que la primera clasificación
está en función del número de fases que separa; se les llama
separadores bifásicos (cuando separan dos fases, como petróleo y gas o
agua y petróleo). Siempre se deberá especificar las fases que entran en
Capítulo II. Marco Teórico
25
juego. Se conoce como separadores trifásicos a los que se diseñan para
separar tres fases (agua, petróleo y gas) y tetrafásicos, aquellos en los
cuales se ha previsto, adicionalmente, una sección para la separación de
la espuma que suele formarse en algunos tipos de fluidos.
Los separadores de entrada se encuentran ubicados al comienzo del
proceso, para recibir los fluidos en su condición original, cruda;
obviamente en este caso habrá que esperar la posibilidad de recibir el
mayor número de impurezas. Los separadores de descarga se
encuentran al final del proceso, de manera de separar las últimas
diferencias entre fases que existan.
Con la gravedad API o densidad de los fluidos, se seleccionará el tiempo
de retención que deba tener el líquido, para garantizar la separación.
Fluidos livianos (por encima de 40 °API) tendrán 1,5 minutos como tiempo
de residencia; para aquellos por debajo de 25 °API o para los petróleos
espumosos, indistintamente de su densidad, se reservan 5 minutos de
tiempo de retención y, minuto y medio para los que están en el centro de
la clasificación (entre 25 y 40 °API). De esa manera el interesado podrá
calcular el espacio que debe reservar para que la unidad esté en
capacidad de retener el líquido que se va a separar y se mantenga dentro
del separador el tiempo necesario para que se produzca la separación.
Capítulo II. Marco Teórico
26
Figura 4. Separador vertical bifásico
Fuente: Estopiñán (1998)
II.4.1.3 Compresor de tornillo
El compresor rotativo de tornillo está constituido básicamente por una
carcaza, dos rotores, cuatro cojinetes de apoyo y dos de empuje, un
sistema de sello, un sistema de lubricación y un par de engranajes (en los
de cámara de compresión seca). El juego de rotores está constituido por
rotores; uno conocido como el rotor macho de 4 ó más lóbulos, y el otro
como el rotor hembra de 6 entradas. En operación, los dos rotores giran
Capítulo II. Marco Teórico
27
en sentido contrario a diferentes velocidades, dependiendo de las
características de los dos rotores; así, por ejemplo, si el rotor macho tiene
cuatro lóbulos y el hembra seis entradas ó acanaladuras, el primero debe
girar a 1,5 veces el segundo. El material de los rotores es acero carbón ó
aleaciones de acero al Cr Ni. El sistema de accionamiento de los rotores
puede ser en forma individual accionados por engranajes, o por engrane
directo del rotor macho en el rotor hembra.
Según giran los rotores, los espacios vacíos que hay entre los lóbulos y
las acanaladuras se van colocando en el orificio de admisión de gas y el
incremento de volumen experimentado provoca un descenso de presión
con lo que dichos espacios comienzan a llenarse con gas. Cuando los
espacios inter-lobulares están completamente cargados de gas, la
rotación que prosigue cierra el orificio de admisión y comienza la
compresión. El volumen de gas que hay entre los rotores sufre aún una
mayor reducción aumentando la presión.
Los compresores rotativos de tornillo se utilizan hasta capacidades de
25.000 cfm (42.500 m3/h) y presiones de descarga de 860 kpa (125 psi)
en una etapa y de 2.070 kpa (300 psi) en dos etapas. Sus velocidades
pueden oscilar entre 1.500 y 12.000 rpm. En estos compresores se
encuentran bien definidos dos circuitos básicos de flujo: el del gas
comprimido y el del aceite.
Capítulo II. Marco Teórico
28
Figura 5. Compresor de Tornillo
Fuente: Ariel corporation
II.4.1.4 Aeroenfriador
Este es un equipo de transferencia de calor, como su nombre lo indica,
proporciona el aire del medio ambiente como medio refrigerante para
fluidos calientes que se transfieren en tuberías y que se ordenan de
manera de aprovechar al máximo la transferencia de calor. Este es
sistema de fácil funcionamiento, de mediana eficiencia, comparado con
otros sistemas de enfriamiento, y de poco mantenimiento. Para su
operación hay que tomar en cuenta los rangos de temperatura del medio
ambiente, para obtener la temperatura deseada en el fluido a enfriar y que
sea un espacio abierto para que no halla recirculación del aire en el
aeroenfriador.
Capítulo II. Marco Teórico
29
Este sistema que se puede encontrar de manera horizontal o vertical y
consta de un motor que acciona el aspa del aeroenfriador y un haz de
tubos por donde circula el fluido a enfriar.
II.4.1.5 Equipos de Instrumentación y Control
Estos equipos en la actualidad forman parte fundamental dentro de
cualquier proceso en una planta. Estos se encargan de medir y controlar
todas las variables pautadas dentro del proceso (Temperatura, Flujo,
Vibración, Velocidad, Nivel, etc.) para su normal funcionamiento. Estas
son variables que controlan la calidad y eficiencia del proceso, por lo cual
se tienen en completa vigilancia, de manera de que el proceso se lleve a
cabo bajo los parámetros de diseño de los equipos y que varíen solo en el
rango programado para evitar el setpoint programado.
II.4.2 BENEFICIOS ECONÓMICOS Y AMBIENTALES
Las URV pueden proveer significativas mejoras en el aspecto económico.
Los gases capturados por estas unidades pueden ser vendidos para
obtener beneficios directamente económicos o usados en algunas otras
operaciones.
Los vapores recuperados pueden ser:
Capítulo II. Marco Teórico
30
1. Incorporados a tuberías principales de gas natural, para venderlo
como un gas de gran calidad con un alto poder calorífico.
2. Usados como combustible para operaciones dentro de planta.
3. Enviados a la unidad de extracción para separar parte de los
componentes pesados.
II.4.3 DECISIÓN DEL PROCESO
Cuando se instala una Unidad Recuperadora de Vapor se deben tomar en
cuenta varios parámetros con la finalidad de realizar los cálculos que
determinarán la unidad a instalar y para garantizar la operatividad de la
misma.
II.4.3.1 Localizaciones para la instalación de una URV:
Definitivamente todos los tanques almacenadores de crudo son un lugar
potencial para colocar una URV. La clave para un excelente proyecto de
URV es mantener la fuente y la cantidad adecuada de vapores de crudo,
con una toma económica para el producto recolectado. El volumen
potencial de los vapores de crudo puede depender del tipo de
hidrocarburo y el caudal de flujo a través de los tanques.
II.4.3.2 Volumen de las emisiones de vapor.
Capítulo II. Marco Teórico
31
Las emisiones pueden ser también medidas o estimadas mediante una
placa de orificio y de un manómetro para medir el flujo máximo de
emisiones mediante la caída de presión. Desde este máximo flujo se
pueden hacer los cálculos para la capacidad de operatividad de la URV.
Estas placas de orificios, sin embargo, podrían no ser satisfactorias para
medir el volumen total para presiones bajas en el tanque. Calcular las
emisiones de vapor total de los tanques de almacenamiento de crudos
puede ser complicado, porque son muchos los factores que afectan este
gas dentro de los tanques, incluyendo:
La presión y la temperatura de operación en el separador que
trata a los hidrocarburos antes de llegar al tanque y la presión dentro
del tanque de almacenamiento.
La composición del hidrocarburo y los grados API.
Las características de operación del tanque (e.g., caudales de
alimentación y de salida del tanque, tamaño del tanque).
La temperatura del medio ambiente.
Hay dos enfoques para estimar la calidad de las emisiones de vapor de
los tanques de crudos. Ambas usan la relación gas-crudo (gas-oil ratio,
Capítulo II. Marco Teórico
32
GOR) a una determinada presión y temperatura, y son expresados en
pies cúbicos estándar de gas por barril de petróleo.
El primer enfoque requiere conocer los grados API y la presión de
separación para determinar el GOR (Figura 6). Estas curvas fueron
construidas usando data experimental de estudios de laboratorio y
medidas de campo. Como se ilustra, este gráfico puede ser usado para
calcular el potencial total de las emisiones de vapor por barril de petróleo.
La desventaja de esta aproximación es que no genera información acerca
de la composición de los vapores emitidos.
Capítulo II. Marco Teórico
33
Figura 6: Volumen estimado de vapores para los tanques de almacenamiento de crudo.
Fuente: http://www.epa.gov/gasstar/
Para determinar la cantidad total de emisiones del tanque, primero se
estima las emisiones de vapores por barril de petróleo, y luego se
multiplican por la cantidad de petróleo que ingresa tanque.
Q (scf/día) = V (scf/bbl) x N (bbl/día)
Por ejemplo, determinando los grados API de petróleo (ej. 38°) y una
presión de separación (ej. 40 psi), el volumen total de vapores puede ser
estimado por barril de petróleo (ej. 43 pie cúbico estándar por barril,
scf/bbl).
Capítulo II. Marco Teórico
34
Para continuar los cálculos con el ejemplo anterior, asumiendo un flujo de
1000 barriles por día, las emisiones totales podrían ser estimadas en
43000 scf/día.
Ejemplo:
Datos determinados en la figura anterior
Tabla 9. Datos determinados para calcular el potencial total de las emisiones de vapor
por barril de petróleo.
Grados API 38
Presión del separador (psig) 40
Flujo de petróleo (bbl/día) 1000
Fuente: http://www.epa.gov/gasstar/pdf/lessons/ll_final_vap.pdf
Flujo de emisiones de vapor: 43 scf/bbl (Gráfico 1)
Q = 43 scf/bbl x 1000 bbl/día = 43000 scf/día (pie cúbico estándar por día)
El segundo enfoque es el uso de el Software E&P Tank versión 2.0. El
American Petroleum Institute (API) introdujo varios cambios en este
modelo realizados para hacer más fácil el manejo del mismo por parte del
usuario. Trabajadores del Natural Gas STAR Program recomendaron a
E&P Tank que es mejor disponer de una herramienta para estimar la
calidad de emisiones de los tanques. API y Gas Research Institute
(actualmente Gas Technology Institute) desarrollaron este software que
Capítulo II. Marco Teórico
35
estima las emisiones por las tres vías, Flash, de Operación y
Permanentes, usando cálculos termodinámicos para las pérdidas Flash y
modelos de simulación para tanques de techo fijo para las pérdidas de
operación y permanentes. Un operador debe tener información antes de
usar el software E&P Tank, tales como:
- Presión y temperatura del separador.
- Composiciones del petróleo en el separador.
- Presión de referencia.
- Rango de presión del flujo de petróleo.
- Caudal del flujo de petróleo
- Grados API del flujo de petróleo.
No se dispone del software, por lo tanto no se pudo determinar la cantidad
de vapores desprendidos en el tanque mediante este enfoque.
II.4.4 DETERMINACIÓN DEL VALOR DE LOS VAPORES
RECOBRADOS POR LA UNIDAD.
El valor de los vapores recobrados por la URV depende de cómo ellos
son usados.
- Si se usan los vapores recobrados en planta como combustible el
valor es equivalente al combustible dejado de comprar para dichos
procesos, normalmente gas natural.
Capítulo II. Marco Teórico
36
- Si se venden los vapores (LGN-enriquecido en metano), podría
producir un precio por el alto contenido en Btu por Mcf de vapor.
- Si se dirige el vapor a procesos de planta que podrían separar el
LGN del metano para venderlo por separado seria más rentable desde
el punto de vista económico
II.4.5 EVALUACIÓN ECONÓMICA DE UNA URV
El mayor elemento de costo de las URV es el capital inicial del equipo, de
instalación y de operación.
Cuando se diseña el tamaño de la URV, la industria toma como regla
general diseñar la unidad con el doble del volumen de vapor máximo
promedio por día.
Los sistemas URV son hechos por muchas empresas. Los costos de los
equipos son determinados por la capacidad volumétrica de procesamiento
de la unidad, el número de tanques a procesarles el vapor, el tamaño y el
tipo de compresor y la automatización del equipo. Precios de URV típicas,
relaciones de costos y el uso de una estimación conservadora del valor de
los vapores recobrados de 3.00 $/Mcf, proporcionan un retorno
económico atractivo, particularmente en unidades grandes, como se
muestra en la siguiente tabla.
Capítulo II. Marco Teórico
37
Tabla 10: Evaluación económica para una Unidad Recuperadora de Vapores.
Capacidad (Mcfd)
Instalación y costo ($)
Mano de obra y
mantenimiento
Valor del gas
($/año) Pago
Retorno de inversión
(%) 25 26.470 5.250 13.000 3,4 (años) 14 50 34.125 6.000 26.000 1,7 (años) 51
100 41.125 7.200 52.015 9 (meses) 106 200 55.125 8.400 104.025 6 (meses) 172 500 77.000 12.000 260.060 3 (meses) 322
Fuente: http://www.epa.gov/gasstar/
II.5 SIMULADOR HYSYS.
HYSYS es un programa de simulación de procesos con el cual se tiene la
facilidad de simular cualquier proceso de extracción, refinación o
producción que se requiera en una planta, por esto es uno de los
simuladores mas usados en las industrias petroquímicas a nivel mundial.
Figura 7. Presentación del Simulador HYSIS (Versión 3.1)
Fuente: HYSYS (Versión 3.1)
HYSYS es un simulador bastante completo y relativamente fácil de usar,
contiene una gran variedad de componentes, ecuaciones y propiedades
Capítulo II. Marco Teórico
38
termodinámicas, unidades, herramientas de procesos, entre otros, lo cual
favorece y facilita en muchos aspectos la labor de diseño y optimización
de procesos que cualquier ingeniero químico, labor fundamental
desarrollada dentro de una planta petroquímica.
Con este programa de simulación es posible diseñar o establecer el
funcionamiento de casi cualquier equipo o unidad de proceso en la
industria, pronosticar el comportamiento de equipos como compresores,
bombas, turbinas, intercambiadores de calor, unidades de destilación,
separadores, reactores, mezcladores y muchos otros con la finalidad de
maximizar la eficiencia de la planta. Por esto es posible dentro de la
industria petrolera o gasífera simular unidades complejas como de
destilación de crudo, al vacío, craqueo catalítico, reformación, alquilación,
tratamiento de aguas, producción de aminas, coquización, compresión,
obtención de lubricantes, etc.
El uso de simuladores como HYSYS produce beneficios importantes en
una planta; la exactitud que estos programas logran en la simulación de
un proceso permite optimizar el proceso, reducir costos de instalación y
operación, hacer pruebas de rediseño en el proceso y mejorar al máximo
el producto final.
Capítulo II. Marco Teórico
39
II.5.1 COMPONENTES DE LA SIMULACIÓN.
Al iniciar un caso nuevo en HYSYS, se mostrara una ventana llamada
simulation basis manager, donde se encuentra un cuadro llamado lista de
componentes (component lists), en la cual se debe suministrar todos los
componentes químicos que se van a manipular en la simulación. En el
momento de introducirlos en la tabla, aparecerá una lista con muchos
componentes químicos que se utilizan en la industria, en orden alfabético,
de manera de introducir los necesarios para la simulación. También se
pueden importar componentes utilizados o calculados en alguna otra
simulación o crear un componente químico hipotético especificando sus
características.
II.5.2 ECUACIÓN TERMODINÁMICA.
El uso de la ecuación termodinámica indicada es un dato importante
dentro de cualquier simulación, dependiendo del proceso a simular
existen unas ecuaciones que se adecuan más a las características del
fluido y del proceso programado. Estas ecuaciones acercaran o alejaran a
los datos que se puedan obtener en la realidad.
Se pueden considerar cuatro factores para escoger el modelo matemático
que más convenga para la simulación: naturaleza de las propiedades de
interés, composición de la mezcla, rango de presión y temperatura de
operación y la disponibilidad de los parámetros.
Capítulo II. Marco Teórico
40
En muchos de los procesos industriales, incluyendo en procesamiento de
crudo, se encuentran sistemas liquido-vapor, los cuales se caracterizan
por diferentes modelos termodinámicos dependiendo de la naturaleza de
la mezcla y las condiciones de la misma. El comportamiento de esta
mezcla según su naturaleza, va a variar de pendiendo de las condiciones
del sistema en que se encuentre, este comportamiento en la simulación
será más real dependiendo del método termodinámico seleccionado.
Entre los métodos termodinámicos más utilizados en la actualidad se
pueden mencionar:
o Peng-Robinson (PR) y Soave-Redlich-Kwong (SRK): Ambos
modelos termodinámicos son de las más usados, recomendados
para sistemas de hidrocarburos livianos, dando resultados muy
exactos entre rangos de presión de 0 a 5000 psi (0-351,54 kgf/cm2)
y temperatura de -460 a 1700°F (-273,33 a 926,67 °C).
o Grayson Streed (GS): Este método es empleado principalmente
para el cálculo de equilibrios termodinámicos para mezclas con
hidrógenos e hidrocarburos pesados, utilizado primordialmente
para la refinación de hidrocarburos livianos y medios. Posee
Capítulo II. Marco Teórico
41
rangos de presión menores a 3000 psi (210,92 kg/cm2) y de 0 a
800 °F (-17,78 a 426,67°C)
II.6 SIMULADOR PIPEPHASE.
PIPEPHASE es un programa de simulación diseñada primordialmente
para cálculos en sistemas analíticos, en el cual se pueden estudiar
sistemas de diferentes tipos de flujos, propiedades, condiciones, en
estado estacionario o transitorio, mediante sistemas de cualquier forma o
tipo de tuberías y condiciones del medio.
Figura 8. Presentación del Simulador PIPEPHASE (Version 8.1)
Fuente: PIPEPHASE (Versión 8.1)
II.7 RESOLVEDOR PROFACING.
Este es un programa multifunción al facilitador de ingeniería, con el cual
se pueden establecer cálculos de diseños y especificaciones de bridas,
válvulas de alivio de gases y líquidos, cálculos de diferentes parámetros
Capítulo II. Marco Teórico
42
en tuberías, refuerzos en tuberías de acero, selección de actuadores
neumáticos y conversión de unidades.
Programa de copyright 1995, Corpoven S.A., para Windows, Versión 1.0,
elaborado por Iván R. Bethencourt.
Figura 9. Presentación del facilitador de ingeniería PROFACING
Fuente: PROFACING (Versión 1.0)
II.8 VARIADOR DE FRECUENCIA
El variador de frecuencia regula la frecuencia del voltaje aplicado al motor,
logrando con ello modificar su velocidad. Sin embargo, se debe tener
presente que el cambio de frecuencia debe estar acompañado por un
cambio del voltaje aplicado al motor para no saturar el flujo magnético
dentro del motor.
Estos equipos son alimentados por corriente alterna, esta es trasformada
en corriente continua por medio de un rectificador de 6 diodos. A partir de
Capítulo II. Marco Teórico
43
la barra de circuito de corriente continua con condensadores (CC) se
genera un sistema trifásico de corriente alterna, por la conmutación de
seis transistores conectados a tres terminales, en el sistema de
modulación del ancho de impulsos, de modo que se produce una
corriente casi sinusoidal de frecuencia y amplitud de voltaje variable, que
permite alimentar a un motor de corriente alternada trifásico.
Los variadores de frecuencia usan sistemas de control con
microprocesador, produciendo un método de salida de relación constante
voltaje sobre frecuencia o Volt/Hz, con posibilidades de ajuste, y mantiene
el torque constante en un rango de 10 a 100% de la frecuencia básica del
motor: este puede ser controlado por un agente externo mediante señales
análogas y discretas o con señales digitales. Además tiene un ajuste
amplio de aceleración y desaceleración, frenado de corriente continua,
posibilidades de compensación de deslizamiento y de torque de partida,
protección del motor y muchas otras funciones.
Capítulo II. Marco Teórico
CAPÍTULO III
MARCO METODOLÓGICO
45
III.1 DESARROLLO PROGRAMADO
Este trabajo se realizó en la unidad recuperadora de vapores ubicada en
la planta de Quiriquire-2 cuyo funcionamiento se encuentra a cargo de
REPSOL YPF. A dicha unidad se le hizo un seguimiento a su
funcionamiento, con la finalidad de ubicar las fallas y proporcionar
mejoras en la operación.
A continuación, en esta sección se describirá la metodología utilizada
para el cumplimiento de los objetivos planteados, en la secuencia de la
elaboración del proyecto.
III.2 UNIDADES RECUPERADORAS DE VAPOR.
Este punto se debe principalmente a todo lo involucrado en el análisis de
este tipo de unidades, la cual es fundamental para posteriormente el
cumplimiento de los objetivos del trabajo.
III.2.1 ESTUDIO DE LA UTILIDAD Y FUNCIONAMIENTO DE
ESTAS UNIDADES.
En esta primera parte del proyecto se realizó la recolección de todo tipo
de información teórica, como fundamentos, principios básicos, partes
esenciales, equipos primarios, procedimientos de separación y
tratamiento de vapores y condensados, con respecto a las unidades
recuperadoras de vapor en general, para así poder comprender la función
CAPITULO III. Marco Metodológico
46
que cumple en una planta y el funcionamiento de cada uno de sus
componentes por separado.
La percepción y comprensión del funcionamiento básico de estas
unidades es fundamental en el estudio de la misma, la detección de algún
tipo de falla mecánica, operación, o de procesos es el punto de partida
para ofrecer las mejoras necesarias en vías de optimizar y maximizar el
tiempo en el trabajo de la unidad.
III.2.2 REVISIÓN Y COMPRENSIÓN DE LOS MANUALES Y
PLANOS ESPECÍFICOS DE LA UNIDAD INSTALADA EN
CAMPO.
Luego se continuó con la revisión teórica completa de los manuales del
fabricante de los componentes de la URV específica a tratar, para
conocer sus características principales y facilitar el entendimiento del
proceso normal de la unidad.
Seguidamente de revisar el DTI del manual de diseño del constructor de
la unidad y las visitas a planta, se realizó una comparación con lo
instalado en campo, de manera de identificar si existe alguna modificación
en la unidad, revisar su funcionamiento, todos los controladores y
parámetros de la operación de la unidad.
CAPITULO III Marco metodológico
47
III.2.3 FILOSOFIA DE OPERACIÓN Y CONTROL
Las filosofías de operación de control, son documentos muy importantes,
que deben poseer todos y cada unos de los equipos e instalaciones de
una planta.
Estos documentos muestran los datos óptimos de operación de la planta
en sistemas por separado, el control y el funcionamiento exacto que
debería cumplir cada equipo, unidad o sistema de transferencia.
Nous Consultores tenía entre sus actividades la elaboración de la
Filosofía de Control de diversas áreas de la planta QE-2, para
documentación de REPSOL YPF. Dentro del marco de la ejecución de
este proyecto de grado se elaboró la filosofía de operación y control del
sistema de recuperación de vapores de la URV, tomando en cuenta los
aspectos más importantes para la operación normal de la unidad, así
como también identificar las causas que provocan paradas de
emergencia.
Este documento es presentado en el apéndice A.
CAPITULO III Marco metodológico
48
III.3 REPORTE DE FALLAS DE LA UNIDAD
Este punto refleja las fallas presentes en la unidad, por las cuales se
realizan paradas de operación, para luego ser analizadas y
posteriormente plantear la corrección de las mismas en caso de ser
necesario.
III.3.1 FALLAS REPORTADAS EN LA UNIDAD RECUPERADORA
DE VAPORES DURANTE LOS MESES DE OCTUBRE/ ENERO.
Las tablas a continuación muestran las fallas de la unidad reportadas por
los operadores en los libros de operación de la planta.
Tabla 11. Fallas reportadas durante el período 16-31/10/2005
Tipo de falla Ocasiones
presentadas Energía Eléctrica 10
baja presión de succión 2 Alta temperatura descarga 2
Cambio de tanque 1 Mantenimiento 1
TOTAL 16 Fuente: Elaboración Propia
Tabla 12. Fallas reportadas durante el período 01-30/11/2005
Tipo de falla Ocasiones
presentadas Energía Eléctrica 12
Baja presión de succión 2 Alta temperatura descarga 12
Alta presión descarga 2 Mantenimiento 2
CAPITULO III Marco metodológico
49
TOTAL 30 Fuente: Elaboración Propia
Tabla 13. Fallas reportadas durante el período 01-31/12/2005
Tipo de falla Ocasiones
presentadas Energía Eléctrica 8
baja presión de succión 3 Alta temperatura descarga 2
Alta presión descarga 10 Cambio de tanque 1
Mantenimiento 1 TOTAL 25
Fuente: Elaboración Propia
Tabla 14. Fallas reportadas durante el período 01-23/01/2006
Tipo de falla Ocasiones
presentadas Energía Eléctrica 5
baja presión de succión 3 Alta temperatura descarga 3
Alta presión descarga 4 TOTAL 15
Fuente: Elaboración Propia
Como se puede observar, existen cuatro fallas permanentes en la unidad,
estas serán descritas a continuación.
III.3.2 PARADA DE LA UNIDAD POR PROBLEMAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA.
Debido a que los motores del compresor y el ventilador del aeroenfriador
de la URV son eléctricos, y que no existe en la actualidad respaldo para
ellos en casos de fallos en la energía eléctrica, la unidad se mantiene
apagada durante este evento.
CAPITULO III Marco metodológico
50
III.3.3 PARADA DE LA UNIDAD POR BAJA PRESIÓN DE
SUCCIÓN
Cuando el flujo de crudo a través de los tanques de almacenamiento
disminuye, el nivel de gas que expide dicho crudo es inferior, por lo cual
baja la presión en los tanques y se apaga automáticamente la unidad.
III.3.4 PARADA POR ALTA PRESIÓN DE DESCARGA DE LA
UNIDAD
Si existe obstrucción en la línea de descarga de la unidad o algún
problema en la succión de los compresores de baja K-04200 y K-0460, la
presión de descarga de la unidad aumenta, lo cual ocasiona que se
detenga la unidad.
III.3.5 PARADA POR ALTA TEMPERATURA EN LA DESCARGA
DE LA UNIDAD.
En caso de existir algún problema con el aeroenfriador, y no exista un
buen intercambio de calor que enfríe el gas que sale del compresor,
existe un interruptor de parada d la URV en la salida de la unidad, por
seguridad para los compresores de baja presión K-04200 y K-0460.
CAPITULO III Marco metodológico
51
III.3.6 PARADA DE LA UNIDAD POR ALTA TEMPERATURA EN
LA DESCARGA DEL COMPRESOR.
En caso de que el aeroenfriador no le disminuya la temperatura lo
suficiente al aceite que recircula al compresor, el nivel de aceite en el
separador se encuentre bajo o exista baja presión de succión en el
compresor, esto refleja un aumento de la temperatura en la descarga del
compresor, donde se encuentra un interruptor por alta temperatura que
detiene de la unidad.
III.3.7 OTROS PROBLEMAS PLANTEADOS
Además de los problemas presentados en los libros de reporte diarios de
operación, se estableció otro tipo de posibles problemas que podría
presentar la unidad, por el modelo del sistema o por revisión de la unidad
en la planta.
III.3.7.1 Recirculación del gas de manto.
Se evaluó la posibilidad de que exista una recirculación de gas de manto
a través de la URV, debido a que esto se traduciría como pérdidas
energéticas y por lo tanto económicas para la empresa. La recirculación
que se sospechaba, provenía de la inyección del gas de manto de la
planta hacia los tanques, debido a presiones bajas en los mismos.
CAPITULO III Marco metodológico
52
III.3.7.2 Problemas en el arranque de la unidad luego de una parada.
Cuando ocurren por alguna razón, paradas largas de la unidad, se
comienza a inundar de condensados, debido a que estas inundaciones
producen algunos contratiempos en el momento de arrancar de nuevo la
unidad, por lo que se tiene que limpiar, de manera de extraer todo el
líquido que contenga el proceso en exceso.
III.4 HERRAMIENTAS Y SISTEMAS DE SOLUCIÓN DE
FALLAS.
En esta parte se muestra como se utilizó cada uno de los sistemas de
cálculos que soportan la operación de la unidad. Se describe de manera
concisa la resolución de los métodos a los casos planteados y la data
proporcionada a las herramientas utilizadas.
III.5 VAPORES EMITIDOS POR LOS TANQUES DE
ALMACENAMIENTO DE CRUDO.
Este cálculo se realizó para estimar el flujo de vapores que expiden los
tanques de almacenamiento de crudo según las características del
mismo.
Para estimar el volumen de estos vapores se utilizo un programa llamado
Breakeven Analysis Program, que se encuentra como link en la página de
CAPITULO III Marco metodológico
53
www.hy-bon.com, un fabricante de URV; este utiliza los grados API del
crudo y la presión en el tanque para estimar el GOR como se muestra en
la figura 6. Luego multiplica las emisiones estimadas por barril de petróleo
por la cantidad que ingresa al tanque.
III.6 CÁLCULO DE LA CAÍDA DE PRESIÓN
Este es un cálculo realizado para obtener un estimado de la variación de
la presión en el trayecto de tubería desde los tanques de almacenamiento
de crudo hasta la unidad recuperadora de vapores, ya que el variador de
frecuencia instalado recientemente a la unidad, el cual regula las
revoluciones del motor del compresor, trabaja adecuando la velocidad del
motor a la presión que exista en los tanques. Por lo tanto es necesario
conocer la presión real a la que entra el gas a la URV.
III.6.1 ECUACIÓN PANHANDLE B.
Esta ecuación, también llamada Panhandle modificada, se utiliza para
estimar la caída de presión donde el flujo son gases, en tuberías mayores
o iguales a 12 pulgadas de diámetro y flujo en zona laminar o turbulento.
Produce buenos resultados en tuberías donde existen condensados, si
hay cambios en la dirección del flujo o problemas de corrosión, en
tuberías horizontales porque hay que tomar en cuenta que no se utiliza la
diferencia de alturas entre los puntos donde se mide la presión. Esta
ecuación toma un factor de fricción base de f= 0,085Re0,147.
CAPITULO III Marco metodológico
54
( ) EZTL
dPPPTq
s
ss
51,0
961,0
961,422
21
02,1
737 ⎥⎦
⎤⎢⎣
⎡ −⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛=
γ
qs= Flujo de gas en pies cúbicos estándar por día
Ts= Temperatura base en °R
Ps= Presión base en psia
d= Diámetro interno de la tubería en pulgadas
P1= Presión aguas arriba de la tubería en psia
L= Longitud de la tubería en millas
T = Temperatura promedio de la tubería en °R
=Z Factor de compresibilidad promedio en la tubería
E= Eficiencia de la tubería
=83HCγ Gravedad especifica del gas.
P2= Presión aguas debajo de la tubería en psia
III.6.2 SIMULACIÓN DE CAÍDA DE PRESIÓN EN PROFACING
Se corroboró el cálculo realizado para la caída de presión en tuberías
horizontales de los vapores dirigidos desde los tanques a la URV
mediante la aplicación del programa Profacing.
Mediante esta herramienta se realizó el cálculo de la caída de presión
mediante la misma ecuación Panhandle B, utilizando los siguientes datos:
caudal de gas, presión de entrada, gravedad especifica del gas,
CAPITULO III Marco metodológico
55
temperatura, factor de compresibilidad, eficiencia, diámetro interno de la
tubería y longitud de la línea.
III.6.3 CÁLCULO DE LA PRESIÓN POR LA DIFERENCIA DE
ALTURA
Este cálculo se realiza para determinar la diferencia de presión que
experimenta el gas por la diferencia de alturas de la tubería. Se realizo
mediante el cálculo de presión de una columna de gas mediante la
siguiente ecuación:
hgP **ρ=
=P Presión en Pascal
=ρ Densidad en kg/m3
=g Gravedad en m/s2
=h Altura en metros
III.7 CALCULO DE CONDENSADOS
Este cálculo se realizó con miras de estimar el flujo de vapores
condensados a través de la línea de 12”Ф desde los tanques de
almacenamiento de crudo hacia la unidad recuperadora de vapores. Esto
toma importancia porque en el momento de establecer la simulación de la
unidad, no se cuenta con los datos del flujo de líquidos que ingresa al
separador bifásico de entrada de la URV, debido a que el trayecto es
extenso y la tubería no presenta ningún tipo de recubrimiento al medio
CAPITULO III Marco metodológico
56
ambiente, por lo cual existe la posibilidad de que en la corriente de
entrada de la unidad se encuentre una fracción en líquidos.
Debido a que el cálculo de líquidos condensados tiene que ver con la
resolución de equilibrios multicomponentes, es algo tedioso establecer los
cálculos manuales de dicha actividad, por lo cual se hizo uso de la
herramienta de simulación como PIPEPHASE
III.7.1 RECOPILACIÓN DE DATOS
Para realizar este cálculo es necesario conocer diferentes datos con
relación al caso a simular. A continuación se muestra una serie de datos
para la realización de la simulación de condensados.
Tabla 15. Datos de los vapores en la salida de los tanques de almacenamiento de crudo.
Flujo (MMscfd) 0,6 Temperatura (°F) 95
Presión (psig) 0,3 Fuente: Elaboración propia
Tabla 16. Composición de la corriente en la salida de los tanques de almacenamiento de
crudo.
Componentes Fracción Molar Metano 0,147886 Etano 0,168614
Propano 0,317302 Butano 0,142151
Iso-Butano 0,083914 Pentano 0,033291
Iso-Pentano 0,045344 Hexano 0,021107
CAPITULO III Marco metodológico
57
Dióxido de carbono 0,026964 Agua 0,001508
Nitrógeno 0,000010 C7-2005-trp 0,000572 C7-2005-qqd 0,011339
Total 1,000000 Fuente: Elaboración propia
Tabla 17. Características de la tubería
Longitud (m) 103,5 Diámetro Nominal(in) 12
Temperatura externa (°F) 85 Fuente: Elaboración propia
Tabla 18. Características del Aire
Propiedades CantidadConductividad (Btu/hr-ft-°F) 0,015
Viscosidad (cP) 0,02 Densidad (sp* gr) 1 Velocidad (m/s) 8,94
Fuente: Elaboración propia
III.7.2 ELABORACIÓN DEL MODELO DE DISEÑO EN PIPEHASE
Para realizar un caso en el simulador PIPEPHASE se debe introducir la
data siguiendo la metodología descrita a continuación:
III.7.2.1 Crear Nueva simulación ( Create new simulation)
Al comenzar con Pipephase, en la barra de herramientas se debe crear
una simulación, de esta manera se comenzaran los procedimientos para
preparar la corrida que se desee realizar. Al realizar esto se debe
introducir el nombre que se le quiere agregar y el lugar o dispositivo
electrónico donde se desea guardar dicho caso.
CAPITULO III Marco metodológico
58
III.7.2.2 Selección del tipo de simulación (Select the simulation type)
En esta etapa se hace la selección entre tres casos, Modelo de red
(Network Model), levantamiento de análisis de gas (Gas Lift Analysis) o
generación de tablas PVT (PVT Table Generation), dependiendo del tipo
de simulación que se desea realizar.
Figura 10. Selección del tipo de simulación
Fuente: elaboración propia en PIPEPHASE (Versión 8.1)
III.7.2.3 Selección del tipo de fluido
En esta ventana se selecciona el tipo de fluido a el cual se le desea
realizar la simulación, encontramos una lista de siete tipos de fluidos.
Para esta simulación se utilizará el tipo de fluido compositional, dicha
especificación calcula las propiedades termodinámicas y de transporte de
las corrientes dependiendo de las propiedades de los fluidos puros.
CAPITULO III Marco metodológico
59
Figura 11. Selección del tipo de fluído Fuente: elaboración propia en PIPEPHASE (Versión 8.1)
III.7.2.4 Selección de la composición de la fase (Compositional Phase
Designation)
En esta ventana se selecciona si el sistema contiene una sola fase,
líquido o vapor, también contiene la opción de que el sistema sea bifásico,
líquido-vapor.
Para nuestro caso en particular se utilizará el sistema bifásico (Rigorous
Multi-Phase) debido a que se estudiará un sistema de condensados de
una corriente de gas.
CAPITULO III Marco metodológico
60
Figura 12. Selección de la composición de la fase
Fuente: elaboración propia en PIPEPHASE (Versión 8.1)
III.7.2.5 Selección del sistema de unidades (Select the Default Units
of Measurement)
En esta ventana se selecciona entre cinco opciones el sistema de
unidades de los datos relacionados con la simulación a establecer.
Para muestra simulación necesitamos un sistema de unidades
relacionado con el ambiente petrolero o gasífero, por ello se selecciona el
sistema de unidades Petroleum.
CAPITULO III Marco metodológico
61
Figura 13. Selección del sistema de unidades
Fuente: elaboración propia en PIPEPHASE (Versión 8.1)
III.7.2.6 Selección de los componentes del sistema (Component Data)
En esta parte se introducen los componentes referentes a la simulación a
realizar. Los componentes puros se seleccionan de una tabla muy
completa, dependiendo de lo que la simulación requiera.
En este caso se tomaron componentes orgánicos que comprenden desde
el Metano hasta el Hexano e inorgánicos como el agua, dióxido de
carbono y Nitrógeno.
CAPITULO III Marco metodológico
62
Figura 14. Componentes del Sistema
Fuente: elaboración propia en PIPEPHASE (Versión 8.1)
Figura 15. Listado de componentes puros de PIPEPHASE
Fuente: elaboración propia en PIPEPHASE (Versión 8.1)
Aparte la corriente a estudiar contiene seudo componentes o
componentes de características no puras, las cuales son introducidas
conociendo el peso molecular, la densidad y el punto normal de ebullición.
En nuestra simulación encontramos 3 componentes de este tipo.
CAPITULO III Marco metodológico
63
Figura 16. Selección de pseudos Componentes
Fuente: elaboración propia en PIPEPHASE (Versión 8.1)
III.7.2.7 Construcción del modelo hidráulico y definición de la
corriente.
En esta parte se elaboró el diagrama de flujo de la tubería y se
introdujeron las condiciones a la corriente en la salida de los tanques. La
tubería se diseño por tramos y se tomaron en cuenta las elevaciones,
tomando como origen la altura de los tanques, porque es donde comienza
la tubería, y como fin la entrada a la URV.
Es importante acotar que los accesorios de dicha tubería no fueron
tomados en cuanta, se tomo como primordial la distancia y la altura que
presenta el recorrido de la tubería.
CAPITULO III Marco metodológico
64
Tabla 19. Trayecto de la tubería de los tanques a la URV
Longitud (m) Altura (m) 1 1 2 0 9,5 -9,5 38 0 5 -5 45 0 3 0
Total 103,5 -13,5 Fuente: Elaboración Propia
Figura 17. Descripción de la tubería diseñada
Fuente: elaboración propia en PIPEPHASE (Versión 8.1)
Figura 18. Datos en la composición de la corriente en la salida de los tanques
Fuente: elaboración propia en PIPEPHASE (Versión 8.1)
CAPITULO III Marco metodológico
65
Figura 19. Diagrama de recorrido de la tubería
Fuente: elaboración propia en PIPEPHASE (Versión 8.1)
III.7.2.8 Corrida de la simulación (Run Simulation and view Results)
La configuración de la corrida tiene varias opciones, para este caso se
utilizará flujo Estacionario (Network Simulation) y la acción será la de
ejecutar la simulación (Run the Simulation).
Figura 20. Corrida de la simulación y reporte de resultados
Fuente: elaboración propia en PIPEPHASE (Versión 8.1)
CAPITULO III Marco metodológico
66
III.8 DESARROLLO DE LA SIMULACIÓN DE LA UNIDAD
RECUPERADORA DE VAPORES EN HYSYS
El modelo de la simulación de la unidad recuperadora de vapores se
realizó con la herramienta HYSYS. La obtención de los resultados
conforme al diseño establecido requirió los siguientes pasos que se
muestran a continuación:
III.8.1 RECOPILACIÓN DE DATOS
La información necesaria para la elaboración de la simulación, requirió la
revisión de las especificaciones de los equipos principales de la unidad y
las corrientes establecidas; esto abarca:
- Manual de fabricación de la URV
- Diagrama de tuberías e instrumentación correspondiente a la
unidad (DTI)
- Diagrama de flujo de la unidad recuperadora de vapores (PFD)
- Simulación de la planta completa
- Manual de operación del simulador HYSYS
CAPITULO III Marco metodológico
67
III.8.2 ELABORACIÓN DEL MODELO DE DISEÑO
En esta fase se introdujo toda la data necesaria en el programa para
realizar la simulación de la unidad recuperadora de vapores, de acuerdo a
la siguiente secuencia:
III.8.2.1 Caso Nuevo (New Case)
Al comenzar con HYSYS se debe abrir un caso nuevo, de manera de
poder empezar con la simulación en caso de que así sea.
III.8.2.2 Lista de componentes (Components List)
En esta ventana se colocaron todos los componentes que van a formar
parte de la simulación de la unidad recuperadora de vapores, debido a
que no existe ninguna reacción, los componentes que entran a la unidad
son los mismos a la salida, solo con variaciones de parámetros en las
corrientes. Estos componentes fueron encontrados a partir de una
simulación general de la planta QE-2, preestablecida por Nous
Consultores.
Los componentes añadidos a la simulación fueron:
Tabla 20. Componentes de las corrientes en fraccion molar
Componentes Entrada a los tanques (Xm)
Entrada a la URV (Xm)
Metano 0,005815 0,147886 Etano 0,012135 0,168614
Propano 0,033405 0,317302
CAPITULO III Marco metodológico
68
Butano 0,034694 0,142151 Iso-Butano 0,016888 0,083914 Pentano 0,024325 0,033291
Iso-Pentano 0,026134 0,045344 Hexano 0,050575 0,021107
Dióxido de carbono 0,001122 0,026964 Agua 0,000021 0,001508
Nitrógeno 0,000000 0,000009 C7-2005-trp 0,268293 0,000572 C7-2005-vib 0,050148 0,000000 C7-2005-qqd 0,476443 0,011339
Total 1,000000 1,000000 Fuente: Elaboración propia
Figura 25. Listado de componentes puros de HYSYS
Fuente: Elaboración Propia en HYSYS (Version 3.1)
CAPITULO III Marco metodológico
69
Figura 22. Selección de pseudos componentes en HYSYS
Fuente: Elaboración Propia en HYSYS (Version 3.1)
III.8.2.3 Paquete de fluido (Fluid Package):
En esta ventana se agrego la ecuación matemática, por la cual se rigieron
los cálculos realizados por el simulador. Para las simulaciones realizadas
a la unidad recuperadora de vapores, se propuso el modelo
termodinámico de Peng-robinson (PR), esta ecuación cumple con los
requerimientos de la simulación debido a que se trabajara con
hidrocarburos livianos, ricos en hidrogeno, y en el rango de presiones y
temperaturas adecuados para el uso de la misma.
CAPITULO III Marco metodológico
70
Figura 23. Selección de la ecuación termodinámica a utilizar
Fuente: Elaboración Propia en HYSYS (Version 3.1)
III.8.2.4 Construcción de los diagramas de flujo de la simulación y
definición de las corrientes.
El diagrama de flujo se realizó con una aplicación de HYSYS ubicada en
el menú de la ventana del caso PFD (PFD Case); la aplicación es un
icono llamado Paleta de Objetos (Object Palette), la cual contiene una
lista con todos los equipos posibles para la construcción de la simulación
del proceso y la opción de añadirles las corrientes relacionadas a la
misma.
CAPITULO III Marco metodológico
71
La corriente propuesta como dato para la simulación fue la que entra a la
URV. Los datos de esta corriente fueron extraídos de una simulación
general del proceso de la planta QE-2 propuesta anteriormente por Nous
Consultores, pudiéndose observar los componentes en la tabla #20.
Se Realizo la simulación más adecuada a la realidad del proceso, en la
cual se introdujeron los equipos que conforman la unidad, además se
calculó el gas condensado en cada uno de los equipos y el flujo de
condensado que es devuelto a los tanques.
Figura 24. Simulación de la URV
Fuente: Elaboración propia
CAPITULO III Marco metodológico
72
Se hicieron las simulaciones pertinentes para estimar las pérdidas de
presión y el nivel de condensados de los vapores de crudo, en el trayecto
de tubería desde los tanques hasta la entrada de la unidad.
La selección de los equipos se derivó de un análisis teórico en cuanto a
comportamiento y funcionamiento dentro del paquete de simulación
HYSYS.
Los equipos y su correspondiente data para la operación del simulador se
muestran a continuación:
- Tanque (Tank): Son simulados como tanques cerrados, este
equipo fue utilizado para simular los tanques de almacenamiento de crudo
T-10301 o T-3800, dependiendo del que se pueda encontrar en
operación. Se le simuló con una corriente de entrada liquido-vapor, la cual
se separa completamente dentro del tanque, esto refleja que toda la fase
gaseosa entra a la URV, no hay ningún tipo de venteo al medio ambiente;
al tanque se le conoce la temperatura de los fluidos, la presión, el flujo de
la corriente de entrada y el porcentaje de vapor que contiene.
- Compresor (Compressor): Este equipo simula el compresor de
tornillo de la unidad K-1100, se le proporcionaron los datos para la
simulación en la presión de descarga, este es necesario para la salida de
la unidad hacia los compresores de baja, y la eficiencia adiabática del
CAPITULO III Marco metodológico
73
compresor. Estos datos del compresor influyen en la temperatura de
descarga del equipo, la cual debe ser controlada.
- Aeroenfriador (Air Cooler): Equipo que simula el aeroenfriador
AC-1310 en el proceso de la URV, dicho equipo funciona de manera de
retirarle calor a los fluidos de descarga del compresor. Se le colocó como
dato la temperatura del aire del medio ambiente encargado de la
transferencia de calor, con un área de transferencia para el líquido de 868
ft2 y para el gas de 841 ft2. Se acciona mediante un motor eléctrico de
3HP y 1000 rpm.
- Separador (Separator): Este equipo se uso para simular el
funcionamiento de los equipos separadores bifásicos verticales de líquido
V-5070 y V-5071 en la entrada y salida de la unidad, con unas
dimensiones de 24' x 60' T/T y 14' x 44' T/T respectivamente. La unidad
también cuenta con un separador horizontal de aceite V-2001 en la
descarga del compresor para eliminar el aceite usado en la lubricación del
compresor de tornillo de la corriente de gas.
CAPITULO III Marco metodológico
CAPÍTULO IV
PRESENTACIÓN Y ANÁLISIS DE RESULTADOS
75
Este capítulo esta destinado a la presentación de fallas presentes en la
unidad y el desarrollo de cálculos mediante simulaciones en
PROFACING, PIPEPHASE y HYSIS, que representan las operaciones de
la misma, en la búsqueda de mejoras en el funcionamiento para la
optimización del proceso.
IV.1 ENERGÍA ELÉCTRICA.
Como se pudo observar, el mayor número de paradas son debido a esta
causa, estas se producen debido a que la unidad no es primordial en la
planta, por lo cual no posee una planta generadora de electricidad para
este tipo de eventos. El flujo manejado por la unidad es bajo en
comparación con lo manejado por la planta, por lo tanto, por motivos
económicos es preferible ventear los vapores al medio ambiente que
colocar una planta eléctrica.
IV.2 ALTA PRESIÓN EN LA DESCARGA
Por pruebas realizadas directamente en campo se determinó que la alta
presión en la descarga sucede primordialmente por cualquier tipo de falla
en el compresor de baja K-460, debido a que la descarga de la URV
ocurre a este equipo, y el mal funcionamiento del mismo repercute que no
reciba la descarga de la URV normalmente.
CAPITULO IV. Presentación y análisis de resultados
76
IV.3 ALTA TEMPERATURA EN LA DESCARGA
Por pruebas realizadas en campo se determinó que esto ocurre
principalmente por bajo nivel de líquido en el separador de aceite, debido
a que el tiempo de permanencia del aceite en este equipo se reduce y la
recirculación del mismo a través del compresor ocurre de manera más
continua, lo que ocasiona que el aceite no tenga tiempo para enfriarse lo
suficiente antes de volver al compresor.
IV.4 RECIRCULACIÓN DE GAS DE MANTO
La recirculación del gas de manto fue descartada, debido a que dicho gas,
por las condiciones de pureza que debe poseer, es enviado desde la
planta de gas combustible, y el gas tratado por la URV es enviado a los
compresores de baja K-04200 y K-0460; además, en estos momentos el
gas de manto hacia los tanques de almacenamiento de crudo se
encuentra deshabilitado, en caso de que los tanques contraigan vacío es
utilizada una válvula de seguridad que permite la entrada de aire del
medio ambiente.
IV.5 INUNDACIÓN DE CRUDO DE LA UNIDAD
Para este problema se estudiaron 2 posibilidades:
La primera, que se condensen los vapores de la tubería de 12”Ф dirigida
desde los tanques a la URV y se inunde la unidad, lo cual no sucede
debido a que el nivel de gas que se pueda condensar en esa tubería es
CAPITULO IV. Presentación y análisis de resultados
77
pequeño tomando en cuenta la baja presión que existe en la tubería,
cerca de 0,3 psig, la temperatura del ambiente no condensa toda la
corriente y el reparador de entrada tiene un volumen de 15,73 ft3, lo cual
es considerablemente grande para el condensado de la tubería.
Luego se consideró la posibilidad de que se devolvieran los condensados
hacia la unidad y que se inunde a partir del separador de descarga hacia
la entrada de la misma, partiendo de que posiblemente es debido al mal
funcionamiento de válvulas check en las descargas de líquido al tanque
de crudo 3800, la cual se corroboró cerrando las válvulas de paso en las
descargas de liquido de los separadores, esto ocurría debido a que los
tanques se encuentran por encima del nivel de la unidad y con la presión
que ejerce el liquido en el tanque los devolvía al filtrar las válvulas check
de contención.
IV.6 VAPORES EMITIDOS POR LOS TANQUES DE
ALMACENAMIENTO DE CRUDO.
A continuación se muestra lo referente a la cantidad de vapores
expendidos por los tanques de almacenamiento de crudo calculadas a
través del Breakeven Analysis Program.
CAPITULO IV. Presentación y análisis de resultados
78
Tabla 21. Datos requeridos para el cálculo de la liberación de vapores de los tanques.
Presión de entrada a los
tanques (psig) Grados API del
crudo
Cantidad de crudo que pasa a través del tanque (bbl/d)
Días de operación (días/año)
0.3 44 17000 365 Fuente: Elaboración propia
Tabla 22. Vapores expendidos por los tanques calculados por el programa.
Flujo al año (mcf)
Flujo diario (mcf)
95123 260,61
Como se puede observar en la tabla 22, este calculo refleja una relación
un poco baja, aunque no muy lejana con respecto a la realidad, debido a
que el flujo que procesa la unidad normalmente varía, se presentan
cambios en la composición del crudo que ingresa a los tanques, los
cuales se encuentran entre 44 y 47 °API, cambio de parámetros como
presión, temperatura del mismo que pueden hacer variar el vapor
expendido por los tanques, por lo tanto no se puede predecir un flujo fijo
de vapores.
Se puede interpretar que este flujo calculado, e incluso el real que maneja
la unidad normalmente, el cual promedia un 0,6 MMscfd, lo que
representa de solo un 40% de la capacidad de la unidad, es relativamente
bajo. Se necesitaría cerca de 90 mil bbl/día a través de los tanques bajo
las condiciones normales de operación para producir la capacidad
máxima de operación de la unidad, lo cual es imposible para la planta QE-
2 y los pozos que la surten.
CAPITULO IV. Presentación y análisis de resultados
79
IV.7 CAÍDA POR PRESIÓN EN LOS TANQUES
Se analizaron las razones por la cuales se apaga la unidad por baja
presión en los tanques de almacenamiento de crudo o en la entrada de la
unidad.
IV.7.1 VARIADOR DE FRECUENCIA
La instalación de este equipo resolvió en gran parte la caída de la unidad
por la baja presión en la succión en el compresor. Esto se debe a que
este regula la velocidad del motor del compresor dependiendo de la
presión que se encuentre en los tanques.
Anteriormente, la unidad se paraba debido que el compresor a su
capacidad normal le disminuía la presión a los tanques y la colocaba por
debajo a la permitida para la seguridad del compresor; con este nuevo
dispositivo lo que se logró fue regular la velocidad del motor entre 1800 a
3300 rpm. por un lazo de control, desde un transmisor de presión que se
encuentra en el tanque, hasta un indicador controlador de presión para
enviarle la señal al variador de frecuencia que emite la señal de 26 a 55
hz y regula las revoluciones del motor.
CAPITULO IV. Presentación y análisis de resultados
80
IV.7.2 CAÍDA DE PRESIÓN EN LA TUBERÍA DE LOS TANQUES
A LA ENTRADA DE LA URV.
Debido a que la unidad se detiene porque el motor del compresor posee
un interruptor de parada que actúa por baja presión en los tanques, para
la protección del compresor, se hicieron cálculos necesarios para estimar
las pérdidas de presión de los vapores de crudo, desde los tanques hasta
la entrada a la unidad, se consideró como dato importante el conocer la
caída de presión que experimentan los vapores para así conocer la
presión con que entra realmente a la unidad.
Los cálculos se realizaron por duplicado, manualmente y con el
revolvedor Profacing para corroborar los resultados, para ambos casos se
utilizo la ecuación Panhandle B. (Ver ecuación III.6.1)
IV.7.2.1 Cálculo manual
Este Cálculo se realizo de forma manual, mediante la ecuación de
Penhandle B, la obtención del resultado que se muestra a continuación se
observa en el apéndice B.
Tabla 23. Presión de descarga horizontal a la URV
Presión de descarga (psia) 14,99
Fuente: Elaboración Propia
CAPITULO IV. Presentación y análisis de resultados
81
IV.7.2.2 Cálculo por Profacing
La figura que se muestra a continuación, es la ventana del resolvedor
Profacing para el cálculo de caída de presión en tuberías de gas. Del lado
izquierdo se muestran las características del gas y de la tubería que se le
ingresaron, y del lado derecho la ecuación por la cual se resolverá y los
resultados obtenidos.
Figura 26. Caída de presión por Profacing
Fuente: Elaboración Propia en Profacing
Hay Que tomar en cuenta que estos cálculos realizados pueden contener
errores en este determinado caso, debido a que la ecuación de
Panhandle es utilizada en tuberías horizontales.
CAPITULO IV. Presentación y análisis de resultados
82
Como nos muestran por igual los dos métodos utilizados, la caída de
presión en la tubería tomándola horizontal es casi nula, la presión en la
salida de los tanques es relativamente la misma en la entrada en de la
URV.
Una caída de presión de 0,01 psig es relativamente baja, aunque la
presión inicial en la tubería sea de solo 0,3 psig, esta caída de presión
representa únicamente un 3,33% del valor inicial.
Tomando uno de los peores escenarios para este calculo, el cual sería
manejar el caudal máximo manejado por el compresor, se obtiene una
presión en la entrada a la URV de 14,966 psia lo cual representa solo
11,33% del valor inicial.
IV.7.2.3 Cálculo de la presión en una columna de gas
Debido a que el caso anterior funciona para tuberías horizontales, este
nuevo cálculo refleja lo que pude implicar las diferencias de altura de
dicha tubería.
PaPP
mhsmg
mkg
hgP
07,2455,13*8,9*8524,1
5,13
8.9
/8524,1
**
2
3
==
=
=
=
=
ρ
ρ
CAPITULO IV. Presentación y análisis de resultados
83
Tabla 24. Presión de la columna de gas a la URV
Presión de la columna (psig) 0,0355
Fuente: Elaboración Propia
La comparación de la tabla 23 y 24 muestra que debido a la poca presión
que presenta el gas en la línea de los tanques a la URV, es más
representativo el aumento de presión que puede obtener por la diferencia
de altura de la tubería, que la caída por la longitud de la misma.
Esta representación refleja que independientemente del caudal que fluya
por la tubería, la presión en la entrada la URV siempre va a ser mayor que
en la salida de los tanques; variando entre 0,30 y 0,33 psig. Esto implica
que no existe ningún problema con tomar la presión en los tanques para
efectos del variador de frecuencias y protección del compresor.
IV.8 CONDENSADOS EN LA TUBERÍA DE LOS TANQUES A
LA URV
Debido a que la unidad se inunda de condensados en ocasiones, se
estudió la posibilidad de que el flujo de condensados a través de la
tubería de los tanques a la unidad sea de gran volumen, tomando en
cuenta, que la misma presenta una larga longitud sin ningún tipo de
aislamiento con el medio ambiente.
CAPITULO IV. Presentación y análisis de resultados
84
Según la corrida del simulador, se pudieron corroborar los siguientes
parámetros de operación reportados en las tablas 25-30 colocadas a
continuación.
Tabla 25. Parámetros de operación de la corriente en salida de los tanques
Flujo (MMscfd)
Presión (psig)
Temperatura (°F)
Temperatura del medio (°F)
0,6 0,3 98 85 Fuente: Elaboración propia
Los datos reportados en la tabla 25, son los principales parámetros en la
corriente de la salida de los tanques, planteados en el simulador a
condiciones normales de operación.
Tabla 26. Características de la corriente en la salida de los tanques
Flujo Másico
(lib/h) Flujo
(mol/h) Fracción Másica
Fracción Volumétrica
Peso Molecular
Vapor 2942,80 65,97 1,00 1,00 44,6055 Liquido 0,00 0,00 0,00 0,00 115,4405
Total 2942,80 65,97 1,00 1,00 44,6055 Fuente: Elaboración propia
La tabla 26 proporciona las características de operación normal de las
fases que corresponden a la corriente de la salida de los tanques, por las
cuales se regirá la simulación.
Se observa que en la salida de los tanques solo existe la fase de vapor.
CAPITULO IV. Presentación y análisis de resultados
85
Tabla 27. Parámetros de operación en la entrada a la URV
Presión (psig) Temperatura (°F) 0,3275 88,2 Fuente: Elaboración Propia
La tabla 27 muestra los parámetros de la corriente de entrada a la URV
reportados por la simulación, se observa un aumento en la presión, esto
se debe a la diferencia de altura que presenta la tubería.
La disminución de temperatura del gas, se debe a que la tubería no tiene
ningún tipo de recubrimiento, el diámetro representa una gran área de
intercambio de calor, y una longitud considerable para la baja velocidad
del gas dentro de la misma que aportan al intercambio de calor con el
medio ambiente.
Tabla 28. Características de la corriente en la entrada a la URV
Flujo Másico
(lib/h) Fracción Másica
Fracción Volumétrica
Peso Molecular
Vapor 2916,10 0,990939 0,999977 44,4287
Liquido 26,70 0,009061 0,000023 109,8816
Total 2942,80 1,000000 1,000000 44,6698 Fuente: Elaboración propia
En la tabla 28 encontramos la representación de las características de la
corriente en la entrada de la URV, se puede notar que existe
condensación del gas, debido a que el punto de rocío de la corriente se
encuentra alrededor de 96,5°F.
CAPITULO IV. Presentación y análisis de resultados
86
Los condensados que entran a la unidad representan solo una pequeña
fracción de la corriente, la cual equivale a 0,58 ft3/hr, lo que representa un
3,7% del volumen por cada hora del separador de entrada.
Tabla 29. Condiciones más desfavorables de la corriente en la entrada a la URV
Flujo (MMscfd)
Presión (psig)
Temperatura (°F)
Temperatura del medio (°F)
1,5 1 98 75 Fuente: Elaboración propia
En la tabla 29 se reportan los datos que se le introdujeron al simulador
para calcular el mayor caudal de líquido que se condensa en la tubería e
ingresa a la URV.
Tabla 30. Características más desfavorables para la corriente en la entrada de la URV
Flujo (lib/h)
Flujo (mol/h)
Fracción Másica
Fracción Volumétrica
Peso Molecular
Vapor 72612,80 163,81 0,987058 0,999977 44,3005 Liquido 95,20 0,89 0,012942 0,000023 107,3036
Total 72708,00 164,70 1,000000 1,000000 44,6698 Fuente: Elaboración propia
Debido a que se coloco el flujo máximo de capacidad de la URV, la
temperatura mas baja del ambiente de la zona y una presión alta para una
mayor transferencia de calor, se obtuvo el mayor volumen de
condensados que se puede presentar para la entrada a la unidad
recuperadora de vapores.
Como se observa en la tabla 30, aún bajo estas condiciones, en las que
se pude obtener el mayor flujo de condensados posibles, se obtuvo una
cantidad relativamente baja con respecto al caudal de gas, lo reportado
CAPITULO IV. Presentación y análisis de resultados
87
muestra una cantidad de 2,08 ft3/hr, la cual representa 13,24% del
volumen del separador por cada hora, lo cual se encuentra dentro de las
especificaciones de operación del equipo.
IV.9 SIMULACIÓN DE LA URV EN HYSYS
Esta simulación muestra los valores más importantes estipulados en
operación normal de la unidad, en el apéndice F se pueden observar las
hojas de reportes completas del simulador, sin embargo a continuación se
muestran algunos de los parámetros más importantes de las corrientes
establecidas.
Tabla 31. Parámetros más importantes de algunas corrientes de la simulación de la URV
Entrada deTanq Reciclo
Entrada URV
Descarga del sep
Descarga del
compresorDescarga
unidad Condensados
a Tanq Fracción de
Vapor 0,997 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 0,19 Temperatura
(°F) 88,00 113,10 93,78 120,00 200,10 120,00 85,45 Presión (psig) 0,20 0,20 0,20 45,00 45,00 45,00 0,20
Flujo molar (MMSCFD) 0,60 0,25 0,85 0,84 0,85 0,59 0,01
Flujo másico (lb/hr) 2945,00 1220,00 4164,00 4066,00 4164,00 2846,00 98,27
Flujo de liquido
(barril/día) 395,80 165,40 561,20 551,20 561,20 386,00 9,73 Fuente: Elaboración Propia
Para la simulación se colocó una recirculación del 30% del gas de salida
del separador debido a que la temperatura real en el separador de
entrada de la unidad es mayor que en la salida de los tanques, además
CAPITULO IV. Presentación y análisis de resultados
88
muchas veces se opera con la recirculación manual abierta para evitar
succionar todo el vapor de los tanques. Esta recirculación ayuda a que no
exista condensados en la entrada de la unidad.
Con la recirculación planteada anteriormente, se observa solo una
potencia en el motor del compresor de 73HP, lo que representa cerca del
30% de la potencia total del motor, por esta razón se dice que la unidad
se encuentra sobredimensionada.
Se pudo determinar que el flujo de condensados para estos parámetros
de operación oscila alrededor de los 7 barriles por día, lo que representa
un 2,47% del flujo que ingresa de los tanques.
CAPITULO IV. Presentación y análisis de resultados
CAPÍTULO V
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
90
En este capítulo se muestran los resultados más significativos del
presente proyecto, así como además se refleja el cumplimiento de los
objetivos planteados y un resultado determinado para cada problema
propuesto. Igualmente, se adjuntan las recomendaciones necesarias para
el mejoramiento del proceso.
V.1 Conclusiones:
- Fue descartada la posibilidad de que exista recirculación de gas
de manto entre los tanques de crudo y la unidad recuperadora de
vapores.
- Sobredimencionamiento de la unidad. La unidad trabaja a un
máximo del 40% de su capacidad, lo que se considera
relativamente bajo.
- Se detectó problemas con las válvulas check en la descarga de
condensados a el tanque de almacenamiento de crudo T-3800
- Existe un nivel de condensación en la tubería que se dirige desde
los tanques a la URV de máximo 13,24% del volumen del
separador de entrada por hora de funcionamiento, lo cual entra
en los parámetros de operación del mismo, esto en caso de no
tener recirculación en la unidad.
___________________________________________________________Capítulo V. Conclusiones y Recomendaciones
91
- El bajo nivel de aceite para la lubricación del compresor en el
separador horizontal ocasiona que se detenga la unidad por alta
temperatura en la descarga.
- Si ocurre algún problema en el compresor de baja K-460 o la
parada del mismo, la Unidad Recuperadora de Vapores se
detiene por alta presión en la descarga
V.2 Recomendaciones
- Se debe hacer una revisión de las válvulas check en el sistema
de retorno de condensados al tanque de crudo T-3800, es muy
factible que la inundación de crudo de la unidad en las paradas
de la misma se deba al mal funcionamiento de estas válvulas. Por
el momento se deben cerrar las válvulas manuales en las salidas
de líquidos en los separadores cuando ocurran paradas de la
unidad.
- Se recomienda estudiar la posibilidad de implantar una planta
generadora de electricidad que surta la URV, realizando un
estudio económico del caudal de gas que procesa la unidad para
la venta y el precio de compra, mantenimiento y operación de la
planta de electricidad.
Capítulo V. Conclusiones y Recomendaciones
92
- Estudiar la posibilidad de enviar el gas tratado por la unidad no
solo al compresor K-460, sino que sea recuperado de otra forma,
para que en caso de algún problema de ese equipo evitar que la
URV salga de funcionamiento por alta presión en la descarga, o
que por razones ambientales y de riesgo en la zona se envíe a
los mechurrios para ser quemados.
Capítulo V. Conclusiones y Recomendaciones
93
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
Base de diseño, proyecto VEHOP.
Diagrama de instrumentación y tuberías de la URV, planta QE-2
(REPSOL YPS)
Manual de operación y mantenimiento de la Unidad Recuperadora
de Vapor (HANOVER COMPANY)
Manual del usuario de HYSYS PROCESS (1998)
Manual del usuario de PIPEPHASE. EEUU. (1995)
Kortekaas W.J., Peters C.J (1998), High pressure behavior of
hydrocarbons. Revista del Instituto Frances de Petróleo, Vol. 53.
Soave Giorgio (1972), Equilibrium constants from a modified
Redlich Kwong equation of state. Chemical Engineering Science,
Vol. 27
Crane (1992), Flujo de fluidos en válvulas, accesorios y tuberías,
Editorial Mc Graw-Hill, Mexico.
Martinez M. (1994). Ingenieria de Gas, principios y aplicaciones.
Ingenieros Consultores SRL. Venezuela
Web
http://www.hy-bon.com/
http://www.epa.gov/gasstar/pdf/lessons/ll_final_vap.pdf
http://www.state.nj.us/dep/enforcement/relprev/dpcc/document/vrug
uide.pdf#search='vapor%20recovery%20unit'
http://www.cogeneration.net/Vapor_Recovery_Units.htm
Referencias bibliográficas
94
http://www.automationdirect.com/static/manuals/gs1msp/ch1.pdf#s
earch='variador%20de%20frecuencia'
http://forosdeelectronica.com/about172.html
http://www.ingenierosdelubricacion.com/articulos/lubricacion_compr
esores.htm
Referencias bibliográficas
APÉNDICES
APÉNDICE A
“Filosofía de Operación y Control del sistema de Recuperación de Vapores”
97
Filosofía de Operación y Control del sistema de Recuperación de Vapores
Diagrama de Tuberías e Instrumentación GASI-XA1-039
Objetivo del Sistema de Recuperación de Vapores.
El objetivo del sistema es recuperar los gases generados por
evaporación del crudo en los tanques de almacenamiento T-03800 y T-
10301, condensar los hidrocarburos pesados contenidos en dicho gas
para devolverlo a los tanques, y enviar el gas remanente a los
compresores de baja presión, No. K-04200 y K-0460.
Componentes Principales.
La Unidad Recuperadora de Vapores (URV) URV-05710 tiene una
capacidad nominal de 1,5 MMscfd y sus conexiones a los equipos de la
estación se indican a continuación:
o Red de tubería de 12” para la transferencia de vapores desde los
tanques de almacenamiento de crudo T-03800 y T-10301 hacia la
URV.
o Tuberías de descarga de 4” desde la URV hasta la succión de los
compresores de baja presión K-04200 y K-0460.
o Línea de descarga de líquido condensado de 1” desde la URV hacia
98
los tanques de almacenamiento de crudo T-03800 y T-10301.
Los equipos principales que conforman la URV son los siguientes:
o Separador de entrada V-05170, 24” OD x 60” S/S
o Motor K-1100, 250 HP, 3570 RPM, Siemens
o Compresor de tornillo K-1100, modelo 1.18GR/4.7VI, Sullair
o Separador horizontal de aceite V-2001, 20” OD x 60” S/S
o Enfriador por aire AC-01310, 60H, 3MMscfd, 136,72 MBtu/h para el
aceite y 116,11 MBtu/h para el gas
o Separador de descarga V-05171, 14” OD x 44” S/S
Descripción de la operación y control
Este sistema es de operación continua y se pone en funcionamiento
manualmente en panel de control local cuando la presión de los tanques
de almacenamiento de crudo alcanza una presión mayor a 5” de agua.
Este sistema posee señalización en sala de control solo para supervisión
de operación, y los datos monitoreados son los siguientes:
Presión en T-03800/10301.
Temperatura en la línea de descarga.
Presión en la línea de descarga.
99
Flujo de descarga actual, del día y del día anterior.
Las paradas programadas son realizadas de forma manual directamente
en la unidad, y los paros por fallas en la operación son automáticos,
donde se mantiene la unidad presurizada y se reflejan únicamente en el
panel de control local.
Los vapores provenientes de los tanques ingresan a la URV por el
separador de entrada V-01570, el cual se encuentra a una temperatura
cercana a 96°F señalada por el indicador local de temperatura TI-5170, y
a una presión igual a la contenida en el o los tanques de almacenamiento
de crudo en operación. En este equipo es donde se extraen los primeros
condensados, los cuales son enviados mediante una línea de descarga
1”φ a los tanques de crudo por presión de la unidad; los líquidos en el
separador deben estar a una altura regulada para evitar que le entre
liquido al compresor, para lo cual el equipo está provisto de un
controlador de nivel, LC-5170, que emite una señal neumática a 35 psi, a
la válvula reguladora de nivel LCV-5170, que controla la altura de liquido
en el recipiente. Además cuenta con un visor de nivel, y para seguridad
un interruptor de alto nivel de líquido (LSH-5170) que detiene la unidad.
Desde el tope del separador sale una tubería φ 10”, que se conecta
mediante una reducción y una válvula check de 8”φ al compresor K-1100,
donde el gas sale a 60 psig y a una temperatura de aproximadamente
150°F, como resultado de su proceso de compresión. En la línea de
succión del compresor hay instalados interruptores por baja presión que
100
detienen la unidad, mientras que en la línea de descarga de 4”φ, se
encuentran, un indicador de temperatura con lectura en el panel de
control local y un interruptor por alta temperatura que actúa a 252°F que
detiene la unidad. En esta línea de descarga se encuentra un interruptor
por alta presión con un punto de ajuste de xx psig, que comanda el paro
de la unidad. (CONSEGUIR LOS TAG).
La fuente de alimentación eléctrica del motor del compresor está dotada
con un variador de frecuencias (VDS), que trabaja con una señal eléctrica
de 4-20 mA, proveniente desde trasmisores de presión PT- (TAG)
ubicados en los tanques T-03800/10301, los cuales funcionan
dependiendo del tanque en operación, y con un punto de ajuste de 5”
H2O, el cual hace variar la frecuencia de 26 a 55 Hz, lo cual permite un
rango de variación de velocidad de 1.547 a 3.273 rpm. El motor cuenta
con interruptores por alta temperatura (TAG), un interruptor por alta
vibración del motor (TAG) y un interruptor por falla de motor que detienen
la unidad.
La descarga del compresor está conectada al separador horizontal de
aceite V-2001; éste se encarga de la separación física del gas tratado del
aceite utilizado para el trabajo mecánico del compresor. En el separador
se debe mantener un rango de nivel cercano a 1/3 del volumen total del
separador horizontal. Este equipo cuenta con un interruptor por bajo nivel
de aceite, LSL-5019, para la seguridad de lubricación del compresor. El
gas de proceso continua por una línea 4”φ, donde se encuentra una
válvula de seguridad y alivio de presión, PSV-5170, que actúa a 200 psig
101
para proteger los equipos aguas abajo del compresor, como lo son el
aeroenfriador AC-01310 y el separador de descarga V-05171, donde se
condensan los últimos hidrocarburos pesados que se encuentren en
dicha corriente a una mayor presión que en el V-5170.
El aceite extraído del V-2001 es enviado a través del banco de tubos del
enfriador por aire AC-1310, donde luego de enfriado se mezcla con una
línea de desvío de aceite caliente en una válvula solenoide de tres vías
TAG, para regular la temperatura antes de entrar a la bomba de
circulación permanente TAG. Luego pasa una parte por un filtro TAG que
está unido a un distribuidor de aceite que lubrica los cojinetes del
compresor, y otra porción de la corriente se recircula a succión de la
bomba para mantener controlada la temperatura en ºF. El circuito de
lubricación del compresor, por ser vital para la unidad, cuenta con el
mayor número de interruptores de parada:
o interruptor por alto diferencial de presión en el filtro (DPI-XXX) que
actúa a 10 psig,
o interruptor por baja presión de aceite en la entrada del compresor
(PSL-XXX),
o indicador de temperatura del aceite en la entrada del compresor VER
TEMP (TI-XXX) y en la salida un interruptor por alta temperatura (TI-
XXX) a 217 °F
Al accionar alguno de dichos interruptores se detiene la unidad.
102
Debido a que es muy importante la lubricación del compresor, antes de
encender el motor del compresor, normalmente la bomba centrifuga
(TAG) de 1,5 HP, se encarga de prelubricar durante 5 segundos los
cojinetes del compresor para evitar daños mecánicos en el mismo, antes
de encender la unidad.
El separador a la descarga V-05171, cuenta con un controlador de nivel
LC-5171, que acciona la válvula controladora de nivel de liquido LCV-
5171, del separador, el cual puede ser verificado en campo mediante un
visor de nivel que posee el equipo. También cuenta con un interruptor de
alto nivel (LSH-5171) que acciona la alarma LAH-5171 en el panel de
control local. Sobre el equipo se encuentra un indicador de presión PI-
5171 y un transmisor PT-3271, que acciona el interruptor por alta presión
de descarga PSH-3271 a 100 psig con el comando de parar la unidad. La
salida del equipo posee un interruptor de alta temperatura TSH-5171 con
el comando de parar la unidad en el panel de control local. En la línea 1”φ
de la salida de líquido se cuenta por seguridad, con una válvula check.
En la línea de salida de gas de 4”φ hacia los compresores LP K-
04200/0460, existe una recirculación hacia el separador de entrada
regulada por una válvula controladora de presión PCV-5190 que abre
hasta un 60 % de su capacidad, para evitar el paro de la unidad por baja
presión de succión. Esta recirculación también puede hacerse de forma
manual mediante una válvula de bola.
En la línea de descarga de la unidad hacia los compresores de baja,
103
también se cuenta con un medidor de flujo para el gas, FE-5170 y un
interruptor por alta temperatura, TAG , seguidos por una válvula check
TAG y una válvula de bola TAG para seguridad en la descarga .
Nota final: solo se colocaron los tags de equipos e instrumentos que
aparecen en el DTI XXXXX. Aquellos instrumentos no etiquetados o no
señalados en el DTI XXXXXX, se dejan indefinidos a la espera de una
nueva tageado.
APÉNDICE B
“Calculo de la caída de presión en la tubería desde los tanques a la
Unidad Recuperadora de Vapores”
105
Calculo de la caída de presión en la tubería desde los tanques a la
Unidad Recuperadora de Vapores
( ) EZTL
dPPPTq
s
ss
51,0
961,0
961,422
21
02,1
737 ⎥⎦
⎤⎢⎣
⎡ −⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛=
γ
54,129
69,448,0
1
67,554
066,015
750,117,14
520000.800
1
==
==
=
====
°==
Gas
s
s
s
EZ
T
millasLpsiaP
indpsiaPRT
SCFDq
γ
( )
( )
30,0225
44,5508,203450225*8,0*99.37*737000.800
8,01*67,554*066.0*54,1
75,11157,14
520737
2
51.022
51,0
961,0
961,422
202,1
−=
⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛ −=
⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛ −⎟⎠⎞
⎜⎝⎛=
P
P
Pqs
APÉNDICE C
“Diagrama general de flujo de la Unidad Recuperadora de Vapores”
107
DIAGRAMA GENERAL DE FLUJO DE LA URV
APÉNDICE D
“Diagrama de tubería e instrumentación con los TAG de los equipos
que se reflejan en sala de control”
APÉNDICE E
“Hojas de reporte para el sistema de tubería de los tanques a
la URV, del simulador Pipephase”
110
NODE SALIDA AT 98.0 DEG F AND 0.3000 PSIG --------------------MOLE FRACTION------------------- ----HYDROCARBON---- COMBINED TOTAL COMPONENT VAPOR LIQUID1 VAP+LIQ1 LIQUID2 STREAM ----------------- -------- -------- -------- -------- -------- H2O 0.002000 0.000000 0.002000 0.000000 0.002000 CO2 0.027000 0.000000 0.027000 0.000000 0.027000 N2 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 C1 0.148000 0.000000 0.148000 0.000000 0.148000 C2 0.169000 0.000000 0.169000 0.000000 0.169000 C3 0.317000 0.000000 0.317000 0.000000 0.317000 IC4 0.084000 0.000000 0.084000 0.000000 0.084000 NC4 0.142000 0.000000 0.142000 0.000000 0.142000 IC5 0.045000 0.000000 0.045000 0.000000 0.045000 NC5 0.033000 0.000000 0.033000 0.000000 0.033000 NC6 0.021000 0.000000 0.021000 0.000000 0.021000 C7-2205-TRP 0.001000 0.000000 0.001000 0.000000 0.001000 C7-2005-VIB 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 C7-2005-QQD 0.011000 0.000000 0.011000 0.000000 0.011000 TOTAL RATE (INLET TO NODE IF JUNCTION) LB/HR 2942.8 0.0 2942.8 0.0 2942.8 MOLE/HR 65.97 0.00 65.97 0.00 65.97 WT FRAC LIQ 0.000000 0.000000 PHASE PROPERTIES ---------------- MASS FRACTION 1.000000 0.000000 1.000000 0.000000 1.000000 VOLUME FRAC 1.000000 0.000000 1.000000 0.000000 1.000000 DENSITY LB/FT3 0.11 0.00 0.00 ACTUAL SPGR 1.539607 0.000000 0.000000 VISCOSITY CP 0.0089 0.0000 0.0000 ENTHALPY BTU/LB 184.463 0.000 0.000 184.098 SURF TENS DYNES/CM 0.000 0.000 MOLECULAR WT 44.6055 115.4405 44.6055 0.0000 44.6055 NODE ENTRADA AT 88.2 DEG F AND 0.3275 PSIG --------------------MOLE FRACTION------------------- ----HYDROCARBON---- COMBINED TOTAL COMPONENT VAPOR LIQUID1 VAP+LIQ1 LIQUID2 STREAM ----------------- -------- -------- -------- -------- -------- H2O 0.002007 0.000031 0.002000 1.000000 0.002000 CO2 0.027099 0.000337 0.027000 0.000000 0.027000 N2 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 C1 0.148544 0.000756 0.148000 0.000000 0.148000 C2 0.169606 0.005002 0.169000 0.000000 0.169000 C3 0.318051 0.032673 0.317000 0.000000 0.317000 IC4 0.084233 0.020900 0.084000 0.000000 0.084000 NC4 0.142334 0.051662 0.142000 0.000000 0.142000 IC5 0.045016 0.040640 0.045000 0.000000 0.045000 NC5 0.032978 0.038975 0.033000 0.000000 0.033000 NC6 0.020786 0.078938 0.021000 0.000000 0.021000 C7-2205-TRP 0.000323 0.184186 0.001000 0.000000 0.001000 C7-2005-VIB 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000
111
C7-2005-QQD 0.009022 0.545901 0.011000 0.000000 0.011000 TOTAL RATE (INLET TO NODE IF JUNCTION) LB/HR 2916.1 26.7 2942.8 0.0 2942.8 MOLE/HR 65.64 0.24 65.88 0.00 65.88 WT FRAC LIQ 0.009061 0.009061 PHASE PROPERTIES ---------------- MASS FRACTION 0.990939 0.009061 1.000000 0.000000 1.000000 VOLUME FRAC 0.999977 0.000023 1.000000 0.000000 1.000000 DENSITY LB/FT3 0.12 45.99 0.00 ACTUAL SPGR 1.533505 0.73743 0.000000 VISCOSITY CP 0.0088 0.4420 0.0000 ENTHALPY BTU/LB 180.400 24.266 0.000 178.986 SURF TENS DYNES/CM 22.501 0.000 MOLECULAR WT 44.4287 109.8816 44.6698 0.0000 44.6698 BASE CASE
LINK SUMMARY RATE, PRESSURE AND TEMPERATURE SUMMARY -------------------------------------- FROM(F) AND TO(T) ----ACTUAL FLOW RATES***-- PRESS: ---HOLDUP**--- LINK NODE GAS OIL WATER PRESS: DROP TEMP: GAS LIQ (MMCFD) (CFHR) (BPD) (PSIG) (PSIG) (F) (MM SCF) (ABBL) ----- ------ -------- -------- -------- -------- ------- ----- ------- ------- L004 SALI(F) 0.6230 0.0 0.0 0.3* 98.0 ENTR(T) 0.6074 0.58 0.0 0.3 -2.8E-2 88.2 0.0003 0.2 SPHERE GENERATED VOLUME (BASED ON HL) = 0.2 SPHERE GENERATED VOLUME (BASED ON (HL-HLNS))= 0.2 * - INDICATES KNOWN PRESSURE ** GAS VOLUME REPORTED AT USER STANDARD CONDITIONS *** RATE REPORTED AT ACTUAL TEMPERATURE AND PRESSURE CONDITIONS BASE CASE
NODE SUMMARY NODE PRES. -------GAS---- ------OIL------ ----WATER------ TOTAL TEMP RATE GRAV RATE GRAV RATE GRAV RATE (PSIG) (LBHR) (LBHR) (LBHR) (LBHR) (F) ---- ------- -------- ------ -------- ------ -------- ----- ------- ------- SALI 0.3 * 2843. 1.537 100. 0.723 0. 0.000 2943. *98.0000 0.5812(MMCFD) 9.5(BPD) 0.0(BPD) ENTR 0.3 -2843. 1.537 -100. 0.723 0. 0.000 -2943. 88.1918 -0.5812(MMCFD) -9.5(BPD) 0.0(BPD) * INDICATES KNOWN PRESSURE OR FLOW ** FLOW RATES REPORTED AT USER STANDARD CONDITIONS
112
BASE CASE DEVICE SUMMARY C O ---------- OUTLET -------- AVG. LINK DEVI DEVI R INSIDE MEAS ELEV INSITU LIQ NAME NAME TYPE R DIAM LENGTH CHNG PRESS: TEMP: QUALITY HOLDUP (IN) (FT) (FT) (PA) (F) (FRAC) ---- ---- ---- ---- -------- --------- ------- ------- ------ ------- ------ L004 ***SOURCE*** RATE= 2943. (LBHR) 103421. 98.0 QUAL= 1.00 SALI 103421. 98.0 P002 PIPE BM 11.941 3.3 3.3 103403. 97.8 1.00 0.00 P003 PIPE BM 11.941 6.6 0.0 103402. 97.5 1.00 0.00 P004 PIPE BM 11.941 31.2 -31.2 103568. 96.0 1.00 0.00 P005 PIPE BM 11.941 124.7 0.0 103548. 91.5 0.99 3.8E-3 P006 PIPE BM 11.941 16.4 -16.4 103636. 91.1 0.99 1.7E-5 P007 PIPE BM 11.941 147.6 0.0 103613. 88.3 0.99 4.8E-3 P008 PIPE BM 11.941 9.8 0.0 103611. 88.2 0.99 5.1E-3 ENTR *** SINK *** PRES= 103611. (PA) TEMP= 88.2 (F) BASE CASE
VELOCITY SUMMARY PRESSURE DEVICE DEVICE MIXTURE VELOCITY CRITICAL GRADIENT PRESSURE LINK NAME TYPE (INLET/OUTLET) VELOCITY (INLET/OUTLET) DROP (MPS) (MPS) (PSIFT) (PSIG) ---- ------ ------ ---------------- -------- -------------- -------- L004 P002 PIPE 2.83 2.83 282.46 -8.0E-4 -8.0E-4 -2.641E-3 L004 P003 PIPE 2.83 2.83 282.41 -1.8E-5 -1.8E-5 -1.186E-4 L004 P004 PIPE 2.82 2.82 282.33 7.71E-4 7.71E-4 2.4023E-2 L004 P005 PIPE 2.79 2.79 291.99 -2.3E-5 -2.3E-5 -2.920E-3 L004 P006 PIPE 2.78 2.78 291.87 7.83E-4 7.83E-4 1.2838E-2 L004 P007 PIPE 2.76 2.76 291.79 -2.3E-5 -2.3E-5 -3.417E-3 L004 P008 PIPE 2.76 2.76 291.71 -2.3E-5 -2.3E-5 -2.269E-4
PRESSURE AND TEMPERATURE REPORT ------------------------------- DEVICE MWD OR TVD NAME LENGTH I OR AND SEGM INSIDE FROM & ELEV CALC CALC OVERALL AMB TYPE NO DIAM. INLET O CHNG PRESS TEMP U-FACT T EMP QUAL (IN) (M) (M) (PSIG) (F) (BTU/ HRFT2F) (F) (FRAC) ------ ---- ------ --------- - -------- ------- ------ ------- ------ ------- P002 0000 11.941 0.00 I 0.00 0.3 98.0 85.0 1.00 (PIPE) 0001 1.00 O 1.00 0.3 97.8 2.024 85.0 1.00 P003 0000 11.941 0.00 I 0.00 0.3 97.8 85.0 1.00 (PIPE) 0001 2.00 O 0.00 0.3 97.5 2.024 85.0 1.00 P004 0000 11.941 0.00 I 0.00 0.3 97.5 85.0 1.00 (PIPE) 0001 9.50 O -9.50 0.3 96.0 2.021 85.0 1.00 P005 0000 11.941 0.00 I 0.00 0.3 96.0 85.0 1.00 (PIPE) 0001 38.00 O 0.00 0.3 91.5 2.015 85.0 0.99 P006 0000 11.941 0.00 I 0.00 0.3 91.5 85.0 0.99 (PIPE) 0001 5.00 O -5.00 0.3 91.1 2.009 85.0 0.99 P007 0000 11.941 0.00 I 0.00 0.3 91.1 85.0 0.99 (PIPE) 0001 45.00 O 0.00 0.3 88.3 2.005 85.0 0.99 P008 0000 11.941 0.00 I 0.00 0.3 88.3 85.0 0.99 (PIPE) 0001 3.00 O 0.00 0.3 88.2 2.001 85.0 0.99
APÉNDICE F
“Hojas de reporte para el sistema de la URV, del simulador
Hysys”
APÉNDICE G
“Hoja de información de los equipos de la unidad”
127
HOJA DE INFORMACIÓN DE LA UNIDAD (UNIT
INFORMATION SHEET)
UNIT NUMBER: 98359 CUSTOMER: MAXUS
1000 ENGINE MAKE / MODEL: SIEMENS RZGESD SN#: FOOT 0565 TE 1
SERIAL #: C00TESP502
SPEED: 250HP;3600RPM
VOLTAGE: 460V
1100 COMPRESSOR/FRAME FRAME MAKE / MODEL: SULLAIR, PDR 20X COMPRESSOR 1.18
GR/4.7 VI
SERIAL #: 006-01002647 PART #: 02250113-895
1300 COOLER MAKE: AIR X CHANGER
MODEL: AXC 60H
SERIAL #: 002361
1400 DRIVE COUPLING COUPLING: MAKE: REXNORD, OMEGA E50
1500 CONTROL PANEL MAKE: AMOT, HAWK-1
MODEL: 8632 SN#: 0997301
RELIEF VALVES
(5203) – MERCER, 2”NPT@200PSI SN#: 81-2782111P
APÉNDICE H
“Características generales de los equipos que conforman la URV obtenidas
del manual del fabricante”
128
APÉNDICE H1. Motor del Compresor
Especificaciones
129
130
APÉNDICE H2. Aeroenfriador:
131
APÉNDICE H3. Separador de aceite
132
APÉNDICE H4. Separador de succión
133
134
APÉNDICE H5. Separadaror de descarga
APÉNDICE I
“Listado de equipos e instrumentos que conforman la Unidad Recuperadora
de Vapores descritos por el fabricante”
136
137
138
139
140
“Diagramas de la unidad realizados por el fabricante”
APÉNDICE J
141
142
APÉNDICE K
“Imágenes de la Unidad Recuperadora de Vapores de la planta QE-2”
144
Vista lateral de la unidad
145
Vista superior de la unidad
Separador de entrada Separador de descarga
146
Motor del compresor y compresor
Compresor
147
Separador de aceite
Vista inferior del aeroenfriador y su motor
148
Tubos de transferencia de calor del aeroenfriador
Bote de aceite y condensados en la unión del compresor y motor
149
Panel de control local
Pantalla en sala de control
150
APÉNDICE L
“Hojas de reportes diarios de la URV emitidos por HANOVER”