INDICE

INDICE DE IMÁGENES.................................................................................................................3

INTRODUCCIÓN.............................................................................................................................4

OBJETIVO.......................................................................................................................................5

OBJETIVOS ESPECÍFICOS:........................................................................................................6

1. BATERÍA DE SEPARACIÓN Y DUCTOS...........................................................................7

1.1. Batería de separación...................................................................................................7

1.2. Diseño de la batería de separación..........................................................................7

1.3. Selección de operación del diseño...........................................................................8

2. AFLUENCIA DE POZOS A LA BATERÍA..........................................................................8

2.1. Afluencia de pozos a la batería múltiples................................................................9

3. FUNCIONES DE LA BATERÍA DE SEPARACIÓN...........................................................9

4-. CABEZAL DE RECOLECCIÓN DE POZOS.......................................................................10

5. SERVICIOS DE INSTALACIÓN, EQUIPOS Y CONFIGURACIÓN,.................................11

6. SEPARADORES......................................................................................................................12

6.1. Separador..........................................................................................................................12

6.2 Descripción y equipo de separación...........................................................................13

7. RAZONES PRINCIPALES PARA EFECTUAR UNA SEPARACIÓN..............................14

8. OPERACIÓN DE SEPARADORES Y RECTIFICADORES DE ALTA, INTERMEDIA Y BAJA PRESIÓN............................................................................................................................14

8.1. Separadores Y Rectificadores De Alta Presión........................................................14

8.2. Separadores rectificadores de presión intermedia.................................................15

8.3. Separadores Y Rectificadores De Baja Presión.......................................................15

9. COMPONENTES INTERNOS DE UN SEPARADOR.........................................................16

9.1 Sección de separación primaria...................................................................................16

9.2 Sección de separación secundaria..............................................................................17

9.3 Sección de extracción niebla.........................................................................................17

9.4 Sección de almacenamiento de líquidos....................................................................17

10. EXTRACTORES DE NIEBLA...............................................................................................18

10.1 Tipos De Extractores De Niebla..................................................................................18

a) Extractores De Niebla Tipo Veleta...........................................................................18

b) Extractor De Niebla De Malla De Alambre Entretejido........................................19

11. CLASIFICACIÓN CON RESPECTO A SU OPERACIÓN................................................20

11.1. Separadores De Medición...........................................................................................20

11.2 Separador Elevado o Tanque elevado.......................................................................20

12. SISTEMA DE ALIMENTACIÓN ELÉCTRICA PLANTA EQUIPADA........................21

13. BANCO DE BATERÍAS...................................................................................................24

DIAGRAMA DE BATERÍA Y SEPARACIÓN...........................................................................30

CONCLUSIÓN...............................................................................................................................31

BIBLIOGRAFÍA.............................................................................................................................32

INDICE DE IMÁGENES

Figura 1 Diseño de la batería de separación............................................................6

Figura 2 diseño de acuerdo a presión......................................................................6

Figura 3 Afluencia de pozos a la batería atreves de ductos.....................................7

Figura 4 Afluencia de pozos a batería múltiples.......................................................8

Figura 5 Cabezal de recolección..............................................................................9

Figura 6 Separador................................................................................................11

Figura 7 Separador a baja temperatura.................................................................12

Figura 8 Rectificadores de alta presión..................................................................13

Figura 9 Separador de presión intermedia.............................................................14

Figura 10 Secciones de un separador....................................................................15

Figura 11 Separador de medición..........................................................................19

Figura 12 Tanque elevado.....................................................................................19

Figura 13 Diagrama de batería de separación.......................................................29

INTRODUCCIÓN

Como parte de esta investigación, conoceremos el uso de una batería de separación de hidrocarburos ya que en la industria petrolera es utilizadas como el proceso que consiste en la separación de la fase gas y liquido de una mezcla de aceite provenientes de los pozos productores de un mismo yacimiento, en instalaciones de producción de hidrocarburo, ya que en los yacimientos se tiene una presión mayor, lo que ha originado un uso excesivo de sistemas de control y equipos dinámicos para disminuir la presión de los pozos con el propósito de transportar y distribuir de manera eficiente hacia las instalaciones de refinación más cercana para su procesamiento.

Las instalaciones de proceso de producción primaria, en el país como son las baterías de separación, se diseñan y construyen para manejar la capacidad máxima esperada de los campos petroleros. Así mismo poder identificar los principales tipos de separadores, como afecta en la separación del gas natural, los componentes internos, principios que ayudan al a la separación y conocer las condiciones y selección del equipo requerido para la separación en la producción de hidrocarburos.

OBJETIVO

Separar y estabilizar el gas que recibe una corriente multifase de hidrocarburos y producir tres corrientes de proceso: en una de gas (compuesta por C1-C3 más gases incondensables), una de líquidos condensados de gas (normalmente C3-C6+) y una corriente de agua. La batería debe también preparar las corrientes de gas y condensados para su posterior transporte en ducto.

OBJETIVOS ESPECÍFICOS:

Incrementar el ritmo de producción.

Maximizar la producción de hidrocarburos líquidos.

Separar eficientemente las fases gas-liquido-agua para transportar los hidrocarburos en una sola fase

Obtener productos de calidad en las etapas finales para proseguir su etapa de transformación.

1. BATERÍA DE SEPARACIÓN Y DUCTOS

1.1. Batería de separación

La batería de separación de hidrocarburos es el proceso que consiste en la separación de la fase gas-liquido de la mezcla de hidrocarburos provenientes de los pozos productores de un mismo yacimiento, con el propósito de transportar y distribuir de manera eficiente hacia las instalaciones de refinación más cercana para su procesamiento (Complejos Procesadores de Gas y Complejos de Refinación)

1.2. Diseño de la batería de separación

Figura 1 Diseño de la batería de separación.

Las instalaciones de proceso de producción primaria, en el país como son las baterías de separación, se diseñan y construyen para manejar la capacidad máxima esperada de los campos petroleros. En PEP se definen tres tipos de baterías de separación de hidrocarburos de acuerdo a su presión de Operación:

Figura 2 diseño de acuerdo a presión

1.3. Selección de operación del diseño

La selección de las condiciones de operación del equipo requerido para la separación en la producción de hidrocarburos, depende fundamentalmente de los objetivos que se pretendan alcanzar. Generalmente estos se orientan a incrementar el ritmo de producción, maximizar la producción de hidrocarburos líquidos

2. AFLUENCIA DE POZOS A LA BATERÍA

Figura 3 Afluencia de pozos a la batería atreves de ductos

Lo hacen interconectados (empatados) con uno o más pozos, los diámetros de estas líneas son de 3”ó 4”.Al llegar la línea de descarga a la instalación, ésta se conecta al manifold a través de una bayoneta, estos manifold pueden tener varias entradas para conectar pozos fluyentes hacia la batería de separación a través de una línea de descarga (L.D.) que también conocemos como línea de flote y normalmente lo hacen en forma individual, pero en algunos casos por necesidades de operación los pozos, dependiendo éstos del volumen por manejar, cada rama se encuentra constituida por una válvula de retención y 2 de bloqueo, quedando éstas colocadas, una en la línea de producción general y la otra en la línea de prueba o medición.

2.1. Afluencia de pozos a la batería múltiples

Figura 4 Afluencia de pozos a batería múltiples.

La afluencia de los pozos a una batería puede ser en forma colectiva y fluir en forma alternada o al mismo tiempo. Tomando en consideración la posición estratégica de la instalación en relación con la localización de los pozos, éstos pueden fluir en forma continua o bacheada, asimismo con mayor o menor presión tomando en cuenta la distancia entre el pozo y la batería de separación, ya que a mayor distancia mayor contrapresión, menor distancia menor contrapresión y mayor velocidad, así mismo depende de la orografía también por esa razón la afluencia de los pozos a una batería de separación debe ser regulada y controlada.

3. FUNCIONES DE LA BATERÍA DE SEPARACIÓN

Las baterías de separación son instalaciones convenientes para poder comprobar la producción individual de un pozo o de un número determinado de pozos; las funciones de una batería de separación son múltiples.

Separa el aceite, el gas, el agua y los sólidos en suspensión. Mide los volúmenes producidos Estudia las propiedades y producción de cada pozo sometido a prueba Inicia el tratamiento de deshidratación y desalado de crudo

4-. CABEZAL DE RECOLECCIÓN DE POZOS

Figura 5 Cabezal de recolección.

Es un conjunto de líneas a donde llegan y están conectados cada uno de los pozos que conforman la batería y sirven para efectuar la recolección y distribución de la producción obtenida, están fabricados con tubería de diámetros diversos, 4”, 6”, 8”, 10”. En ellos van instaladas válvulas de compuerta para permitir el seccionamiento rápido en cualquier parte de la instalación, igualmente cuentan con válvulas de retención (check) para evitar el flujo en sentido inverso, generalmente en la llegada de los pozos todas las válvulas instaladas operan manualmente.

Hay una gran variedad de diseños de cabezales de recolección, pero los más comunes en las baterías de separación, a la llegada de los pozos son dos: el fabricado a base tubería, conexiones y válvulas En estos cabezales se cuenta con indicadores de presión y/o manógrafos, los cabezales que se pueden encontrar en una batería determinada, operan a una presión aproxima de:

Cabezal de super baja 1.5 Kg/cm2 Cabezal de baja presión 6 Kg/cm2 Cabezal de intermedia 25 Kg/cm2 Cabezal de alta presión 70 Kg/cm2 Cabezal de medición

5. SERVICIOS DE INSTALACIÓN, EQUIPOS Y CONFIGURACIÓN,

La instalación de interfaz hombre-máquina a base de pantalla táctil, para la visualización en tiempo real de las variables de proceso.

Deberá visualizar los desplegados dinámicos de los subsistemas: cabezales de producción y medición, separadores de medición, separadores de producción, tanques de Almacenamiento de crudo, bombas de descarga de aceite, tanque de diesel, quemador de gas, mímico de alarmas (configurables para cada variable de proceso “máximos y mínimos”), pantalla de tendencias e históricos. Para cada tipo de pantalla de operación se deberá mostrar en pantalla las variables de proceso existentes en el subsistema acorde a la instrumentación colocada por estación (flujo, presión, nivel). Deberá tener un mímico por subsistema seleccionable por medio del panel táctil (botones virtuales “siguiente anterior” con un flujo de visualización circular).

El diseño de las pantallas de la IHM deberá cumplir con la norma NRF-226-PEMEX última versión “desplegados gráficos y base de datos para SDMC de proceso”.

Los requerimientos mínimos para la interface hombre-máquina a base de pantalla táctil son:

Software y licencia IHM Procesador Intel atom de 1.33 GHz Memoria Sdram 1 GB ddr2 Almacenamiento compact flash de 4 GB Pantalla táctil de 12.1 pulgadas SVGA TFT LCD Tecnología de luz de fondo led Sistema operativo Windows Xp embebido os2 2 puertos Ethernet gigabit 2 puertos usb 2.0 2 puertos seriales (1 RS232 and 1 RS422/RS485) NEMA4/IP65 Rango de operación de temperatura -20 a 60 °C Dc 30w

6. SEPARADORES

6.1. Separador

Figura 6 Separador

Es un recipiente utilizado en el campo para remover las corrientes líquidas del pozo, y de los componentes gaseosos, a esta separación se le conoce también como estabilización del aceite crudo.

Los separadores son dispositivos mecánicos construidos en forma de tanques cilíndricos metálicos, provistos en su interior de los aditamentos necesarios para que la mezcla de aceite crudo, gas, agua y sólidos en suspensión que les entra, sufra choques, expansiones, cambio de dirección y de velocidad súbita.

Las láminas que forman el cuerpo del separador generalmente están unidas por soldadura, teniendo así un dispositivo herméticamente cerrado en el cual es difícil que ocurran fugas de fluidos, y en caso de que se presenten se pueden reparar con facilidad. Los separadores de aceite y gas están diseñados para operar bajo una variedad de condiciones tales, como la presión de separación, la cual puede variar desde una presión menor que la atmósfera hasta las presiones denominadas altas.

6.2 Descripción y equipo de separación.Los equipos de separación como su nombre lo indica, se utilizan en la industria petrolera para separar mezcla de líquido y gas, las mezclas de líquido y gas se presentan en los campos petroleros.

Principalmente por las siguientes causas:

a) Por lo general los pozos producen líquido y gas mezclados en un solo flujo.

b) Hay líneas en las que solamente se maneja líquido ó gas; pero debido a los cambios de presión, y temperatura que se producen a través de su transporte, hay vaporización de líquido o condensación de gas, dando lugar al flujo de dos fases.

c) En ocasiones el flujo de gas arrastra líquidos de los compresores y equipos de proceso en cantidades apreciables.

En la industria petrolera, entre los equipos de separación que se utilizan con mayor frecuencia, están los siguientes separadores, son equipos utilizados para separar las corrientes de aceite y gas que provienen directamente de los pozos.

Figura 7 Separador a baja temperatura

a) Separadores a baja temperatura, estos dispositivos se utilizan para la separación de gas y condensados, a baja temperatura mediante una expansión, están diseñados para manejar y unir los hidratos (cuerpo químico compuesto de agua y óxido metálico o ácido), que se pueden formar al disminuir la temperatura del flujo.

7. RAZONES PRINCIPALES PARA EFECTUAR UNA SEPARACIÓN.

Las razones principales por las que es importante efectuar una separación adecuada líquido y gas son:

a) En campos de gas y aceite, donde no se cuenta con el equipo de separación adecuado y además se quema el gas, una cantidad considerable de aceite ligero que arrastra el flujo de gas también se quema, ocasionando grandes pérdidas, sobre todo sí se considera que el aceite ligero es el de más alto valor comercial.

b) Aunque el gas se transporte a una cierta distancia para tratarlo, es conveniente eliminar la mayor cantidad de líquido, ya que éste ocasiona problemas, tales como corrosión y abrasión del equipo de transporte, aumento en las caídas de presión y disminución en la capacidad de transporte de las líneas.

c) Como se menciona, el flujo de gas arrastra frecuentemente líquidos de proceso, como el glicol, los cuales se deben recuperar ya que tienen un valor comercial considerable.

8. OPERACIÓN DE SEPARADORES Y RECTIFICADORES DE ALTA, INTERMEDIA Y BAJA PRESIÓN.

8.1. Separadores Y Rectificadores De Alta Presión

Figura 8 Rectificadores de alta presión

El aceite procedente del cabezal de alta presión del cabezal de recolección se alimenta al separador el cual opera a 68 Kg/cm2. Debido a la caída de presión el gas se separa por el domo del separador saliendo hacia la línea de gas la cual tiene una válvula de bloqueo y, una válvula de retención, el gas con pequeños arrastres de líquidos entra al rectificador vertical de alta presión el cual tiene la función de separar la pequeña cantidad de partículas líquidas remanentes en el gas, el gas efluente sale hacia los equipos subsiguientes.

8.2. Separadores rectificadores de presión intermedia

Figura 9 Separador de presión intermedia

El principio de operación de estos equipos es similar al conjunto anterior, recibe aceite el separador de intermedia del cabezal de recolección y la presión de operación es de 34 Kg/cm2 aproximadamente. La descarga de aceite libre de gas sale a control de nivel hacia el separador de baja presión, para continuar su estabilización, y el gas pasa a rectificarse antes de salir hacia los solo aires.

8.3. Separadores Y Rectificadores De Baja Presión. El separador de baja presión puede recibir aceite de los separadores de alta presión y/o de los separadores de alta presión intermedia, su presión es de aproximadamente 5 a 6 Kg/cm2, el líquido sale a control de nivel que acciona una válvula automática que envía el aceite al tanque elevado, el gas sale hacia el rectificador vertical de baja presión él separa las partículas de líquido que lleva el gas, el aceite que se acumula en el fondo del rectificador sale a control de nivel y se une con el aceite del separador de baja presión y se envían hacia el tanque elevado, para continuar con el proceso de estabilización.

9. COMPONENTES INTERNOS DE UN SEPARADOR

Un separador consta de las siguientes secciones:

Figura 10 Secciones de un separador

a) Sección de separación primaria.

b) Sección de separación secundaria.

c) Sección de extracción niebla.

d) Sección de almacenamiento de líquido.

9.1 Sección de separación primaria.

En esta sección se separa la mayor porción de líquidos de la corriente de gas, y se reduce la turbulencia del flujo, la separación del líquido en esta sección se realiza mediante un cambio de dirección del flujo, el cambio de dirección se puede efectuar con una entrada tangencial de los fluidos al separador; también va instalada adecuadamente una placa desviadora a la entrada, con cualquiera de las dos formas se induce una fuerza centrífuga al flujo, con la que se separan grandes volúmenes de líquido.

9.2 Sección de separación secundaria.

En esta sección se separa la máxima cantidad de gotas de líquido de la corriente de gas, las gotas se separan principalmente por la gravedad y es mínima la turbulencia del flujo por esto, el separador debe tener suficiente longitud, en algunos diseños se utilizan veletas o aspas alineadas para reducir aún más la turbulencia, sirviendo al mismo tiempo como superficie colectoras de gotas de líquido.

La eficiencia de separación en esta sección; depende principalmente de las propiedades físicas del gas y del líquido, del tamaño de las gotas de líquido suspendidas en el flujo de gas y del grado de turbulencia.

9.3 Sección de extracción niebla.

En esta sección se separan del flujo del gas, las gotas pequeñas de líquido que no se lograron eliminar en las secciones primaria y secundaria del separador, en esta parte del separador se utilizan el efecto de choque o bien la de la fuerza centrífuga como mecanismo de separación: mediante este mecanismo se logran que las pequeñas gotas de líquido, se colecten sobre una superficie en donde se acumulan y forman gotas más grandes, que se drenan a través de un conducto a la selección de acumulación de líquidos o bien caen contra la corriente de gas a la sección de separación primaria. El dispositivo utilizando en esta sección, conocido como extractor de niebla, está constituido generalmente por un conjunto de veletas o aspas, por alambre entretejido, o por tubos ciclónicos.

9.4 Sección de almacenamiento de líquidos.

En esta sección se almacena y descarga el líquido separado de la corriente de gas. Esta parte del separador debe tener la capacidad suficiente para manejar los posibles baches de líquido que se pueden presentar en una operación normal.

Además debe tener la instrumentación adecuada para contralor el nivel de líquido el separador. Esta instrumentación esta formada por un controlador y un indicador de nivel, un flotador y la válvula de descarga.

La sección de almacenamiento de líquidos debe estar situada en el separador, de tal forma que el líquido acumulado no sea arrastrado por la corriente de gas que fluye a través del separador.

Aparte de las cuatro secciones antes descritas, el separador debe tener dispositivo de seguridad tales como: Una válvula de seguridad y controles de contra presión adecuados.

10. EXTRACTORES DE NIEBLA

10.1 Tipos De Extractores De Niebla Los principios mecánicos bajo los cuales operan los extractores de niebla son el asentamiento por gravedad, la fuerza centrífuga, el choque y la filtración.

Los extractores de niebla más empleados son los del tipo de impacto, que a su vez pueden ser de veletas o de alambre entretejido.

a) Extractores De Niebla Tipo Veleta

Consisten en placas metálicas paralelas formando laberinto cada una de estas placas, cuenta con varias bolsas para retener el líquido.

Cuando el gas pasa a través del extractor cambia de dirección varias veces y es centrifugado, provocando que las gotas de líquido se muevan hacia el exterior, donde son retenidas por las bolsas colectoras.

Aunque el diseño de estos extractores es empírico, los fabricantes generalmente garantizan que el líquido arrastrado en el flujo de gas no sobrepasa de 0.1 galones en un millón de pies cúbicos de gas.

La eficiencia de un extractor de niebla de este tipo aumenta al colocar las placas de metal mas juntas o al instalar más bolsas para retener el líquido; pero obviamente también se incrementa la caída de presión a través del extractor.

Entre los factores que afectan la eficiencia de los extractores están el tamaño de las gotas, la densidad y la tensión superficial del líquido. Los extractores de este tipo son eficientes para separar partículas de líquido mayores de 10 micras.

Por otra parte los separadores que manejan glicol ha sido necesario utilizar dos extractores en

serie, ya que siendo el glicol un líquido alto tensor propicia la formación de películas en el primer extractor, las cuales son arrastradas por el flujo de gas hasta

el segundo extractor donde se retienen y separan, el glicol también tiene la tendencia a disminuir la densidad del aceite o condensados arrastrados en el flujo de gas. Este problema se ha reducido añadiendo un agente antiespumante de alta densidad al glicol.

Líquido que va desde el extractor a la sección de almacenamiento, se debe vigilar que la caída de presión a través del extractor no sea mayor que la correspondiente a la columna hidrostática que se forma en el tubo. Cuando esto sucede, el líquido es extraído por succión hacia la parte superior del separador; o bien, el tubo de extractores varía de 1 a 10 pulg. de agua.

b) Extractor De Niebla De Malla De Alambre Entretejido

Este tipo de extractores aunque se emplea poco, ha dado resultados favorables y es de bajo costo.

Consisten de un cojinete de malla de alambre, que tiene aberturas asimétricas desalineadas, el mecanismo de separación de líquido es el choque, aún también hay acción centrífuga las características de la malla de alambre que se usa en estos extractores, están dentro del siguiente rango:

Diámetro del alambre 0.003 a 0.011 pulg.

Volumen de espacio libre 92 a 99.4%.

Densidad 3 a 33 1b/pie³.

Superficie específica 50 a 600 pies²/pies³.

En la mayoría de los casos el espesor del cojinete necesario para que el volumen del líquido arrastrado en el flujo de gas fuera del separador no exceda de 0.1 galón por un millón de pies cúbicos de gas, debe ser de 4 a 6 pulg.

La eficiencia de estos extractores, depende de la velocidad del flujo de gas cuando la velocidad es baja las gotas de líquido tienden a aglomerarse entre los alambres a velocidades altas el extractor tiende a inundarse debido a que el líquido no puede fluir hacia abajo contra el flujo de gas. En ambos casos los espacios libres

del extractor se pueden llenar de líquido y, entonces una porción de líquido la arrastra la corriente de gas.

11. CLASIFICACIÓN CON RESPECTO A SU OPERACIÓN.

11.1. Separadores De Medición.

Figura 11 Separador de medición

Son aquellos que se destinan a operar con un solo pozo, con el fin de medir el volumen de aceite, gas y agua producido por dicho pozo. El aceite se mide en un tanque de medición, el agua se mide tomando una muestra de aceite y se analiza en el laboratorio, conociéndose así el porcentaje de agua que contiene el aceite y finalmente, el gas se mide mediante una placa con orificio y por medio de conexiones a un registro de flujo.

Separadores de producción general.- Estos separadores son de un tamaño mayor que los de medición, por el hecho de que tienen que manejar el aceite y gas producido por un grupo de pozos.

El aceite se mide en tanques de producción general y el gas es medido en conjunto en aparatos registradores instalados en los extremos de la batería.

11.2 Separador Elevado o Tanque elevado.

Figura 12 Tanque elevado

Es un recipiente que opera a baja presión y que recibe el aceite proveniente de los separadores de baja presión, de los rectificadores de baja presión, recirculación de condensados ocasionalmente, su forma es cilíndrica horizontal y se le denomina elevado porque está colocado a una altura considerable aproximadamente 25 mts.

Su función es estabilizar el crudo, es decir separar los componentes ligeros que aún permanezcan en él, mediante una disminución de presión, el crudo se estabiliza para cumplir con una especificación de PVR de 11 psig max. Reduciendo así los problemas de manejo en tanques de almacenamiento por la vaporización brusca de hidrocarburos gaseosos.

12. SISTEMA DE ALIMENTACIÓN ELÉCTRICA PLANTA EQUIPADA

Interruptor termo magnético de entrada C.A. Módulo de compensación de temperatura para mantener la vida útil del

banco de baterías conectado. Desconector térmico integrado. Voltaje de flotación ajustable de -46 a -58 VCD Circuito de corte por alto voltaje selectivo. Indicadores visuales de alarmas y estado de operación. Protección de alto voltaje en -59 VCD Circuito de desconexión por bajo voltaje de banco de baterías (desconexión

a -42 VCD y re conexión a -49 VCD). Deberán suministrarse en forma independiente para montaje en rack de 19”.

Monitoreo de los parámetros de operación de la planta a través de un puerto interno Ethernet, IP o rs-232.

Placas de conexión para las terminales de voltaje (positiva y negativa), deberán de estar protegidas para evitar contacto con materiales metálicos externos y contener como mínimo 5 perforaciones de 3/8 de pulgada de

diámetro con superficie para apoyar zapatas de doble barreno para cable 2/0 AWG.

El gabinete de la planta de fuerza deberá aterrizarse con cable color verde calibre 6 AWG

Módulo rectificador de potencia

Operación controlada por microprocesador. Tecnología de alta frecuencia. Habilitado para monitoreo local y remoto. Instalación de módulos: módulos insertables y extraíbles de su repisa

contenedora en vivo es decir estos podrán ser removidos o enchufados al sistema sin tener que apagar el sistema.

Inserción y extracción de módulos en vivo ( hot plug in) Factor de potencia 95% o mejor, para una carga igual o superior al 50%. Eficiencia de operación 89% a plena carga o mejor. Alimentación independiente de corriente alterna bifásica (220 VCA), 60 HZ,

para cada módulo rectificador de potencia Ruido en banda de voz menos que 32 DBRNC o mejor Ruido acústico igual o menor a 55 DBA a 90 cm de distancia o mejor Enfriamiento forzado utilizando ventilador integrado al módulo. Supresión de EMI / RFI (EMI = inducción electromagnética RFI = inducción

de radio frecuencia). Los módulos rectificadores deberán de aislarse del sistema cuando fallen y

deberán de alarmarse en forma local y enviar señal para su gestión local y remota al módulo de control y alarmas.

Entrada

Tensión nominal de alimentación de entrada: 220 VCA. Rango de tensión de operación sin daño 176 VCA a 260 VCA Frecuencia nominal de operación 60 HZ Rango de frecuencia de 47 a 65 HZ o mejor (operación sin daño) Protección con fusible o interruptor termo magnético

Salida

Voltaje nominal de salida –48 VCD, conexión (positivo a tierra) Rango de voltaje de salida ajustable de -46 a -57 VCD vía software Regulación de voltaje +/- 0.5% Limite de corriente ajustable, del 10% al 110% de la capacidad nominal. Protección a falla de corto circuito. Ajuste de corriente de salida máxima.

Carga compartida: los módulos rectificadores deberán de operar de forma n+1 y conexión paralelo compartiendo carga y proporcionando redundancia.

Protección contra alto voltaje de salida de CD (ajuste o selección del voltaje alto a proteger)

Control automático de voltaje por retroalimentación de temperatura ambiente en el banco de baterías (se debe incluir el módulo electrónico y sensor de temperatura necesarios).

Alarmas luminosas indicadoras en módulo de (falla de módulo por: alimentación, falla de salida de VCD, corto circuito, alto voltaje de entrada, alto voltaje de salida, alta corriente de salida)

Deberá de incluir como mínimo los indicadores y alarmas siguientes:

Encendido Modo de operación (flotación / igualación) Alarma de limite de corriente Alarma de bajo voltaje Desconexión por sobre voltaje Desconexión por bajo voltaje Indicador digital de corriente y voltaje

Módulo de señalización con cierre de contactos secos para:

Falla de energía primaria Falla de cargador

Módulo de distribución de –48 VCD a carga

Circuitos repartidores de carga (load sharing)

La planta de fuerza de CD, deberá de venir habilitada con un módulo de distribución con:

8 interruptores termo magnético especiales para operar en CD de 15 AMP. Barras de cobre para la distribución de la carga. Tornillería adecuada para conexionado. Se deberá de instalar en el distribuidor de cargas, dos inversores de voltaje

-48 VCD / 120 VCA, 60 HZ, 1.5 KVA habilitado para montaje en rack de 19”, conforme a características técnicas indicadas:

Tecnología de alta frecuencia. Operación del módulo inversor controlada por microprocesador. Tipo modular de conexión paralela y sincronizada. Uso continuo al 100% de su capacidad nominal, las 24 hrs. Del día

Deberán venir habilitados para instalación en una repisa para rack de 19 “ Voltaje de entrada - 40 a - 60 VCD Voltaje de salida 120 VCA +/- 5% nominal Frecuencia de salida 60 HZ +/- 4% o mejor y forma de onda senoidal pura Factor de potencia al 100% de la carga 0.8 o mejor Eficiencia igual o mayor a 89%, a 100% de la carga Temperatura de operación –20 °C a +50°c Enfriamiento (forzado) por ventilador Distorsión de harmónicas < 3% Indicadores de estatus: encendido, apagado, alarmado como mínimo. Protección: por interruptor termo magnético a la entrada y a la salida Protección a corto circuito Protección contra sobre voltaje y bajo voltaje Display indicador de corriente de C.A. y voltaje de C.A. Módulo de distribución de cargas de salida de 120 VCA, habilitado con

mínimo 4 tomacorrientes polarizados (nema 5-15r)

13.BANCO DE BATERÍAS

Banco de baterías de -48 V.C.D. con capacidad de 200 a/h en régimen de descarga de 8 horas para tensión final por celda de 1.75 V.C.D., compuesto de 24 celdas de plomo - ácido, libre de mantenimiento, envasadas en recipientes plásticos de alta resistencia a impactos y a altas temperaturas, tiempo de vida útil 20 años, equipado con gabinete el cual deberá anclarse a la caseta, construido de acero galvanizado, a prueba de temblores, acabado con pintura epóxica y cubierta de material plástico en la base de los niveles.

El banco de baterías deberá entregarse en sitio, listo para operar, cargado (eléctricamente) en la planta del proveedor y deberá incluir tapa de conexiones fabricada en acrílico transparente de alto impacto, placas metálicas de conexión interceldas, cables de tipo y calibres adecuados según voltajes y corrientes de operación para conexión de baterías a la planta de C.D. y de centro de distribución de carga de C.A. a planta de C.D., incluir el suministro de herramientas para maniobras de instalación y para la fijación de los conectores de cada celda.

Instalación en piso:

El alcance del concepto considera, el anclaje en piso de la caseta del banco de baterías y gabinete de planta de fuerza, utilizando tornillos, tuerca, arandelas de presión y arandelas planas, de acero inoxidable o galvanizados.

Cableado

Se deberá de considerar en la propuesta, el suministro, instalación y conexión de cables de cobre forrado en color negro para las líneas de fase y color verde para la tierra física, blanco para el neutro, de los tipos y calibres según su diseño que se utilizarán para conectar la planta de fuerza con el tablero de distribución de energía eléctrica de C.A., para el sistema de corriente directa, el suministro, instalación y conexión de cables de cobre forrado en color negro multifilar calibre 2/0 tipo porta electrodo para polos positivo y negativo que se utilizarán para conectar la planta de fuerza con el banco de baterías, el proveedor incluirá el suministro y la instalación de etiquetas identificadoras así como también las zapatas mecánicas de aplicación a compresión con herramienta especial, de calibre adecuado que sean necesarias.

Sistema de tierras

Para la puesta a tierra de la caseta y los equipos que en ella se instalen, se deberán incluir tres placas de distribución de material de cobre, una placa deberá ser instalada en la parte inferior del pasa muros por la parte exterior de la caseta y dos placas distribuidas dentro de la caseta, el sistema de tierras estará construido por electrodos tipo chemrod de 1.8 metros de longitud y cable de cobre desnudo calibre 4/0 enterrado a una profundidad de 60 centímetros, al terreno deberá agregársele material intensificador de tierras a razón de 5 kg por metro de cable, las soldaduras deberán ser de fusión tipo cadweld, los electrodos deberán estar instalados dentro de un registro con tapa de polietileno de alta resistencia. La distribución de los elementos se muestra en la figura caseta-2.

Puesta en operación y pruebas de aceptación en sitio. Se deberá realizar la puesta en operación previa revisión y aprobación por PEP de los procedimientos de trabajo en sitio, asimismo se deberá entregar y aprobar los protocolos de pruebas de aceptación en sitio. La puesta en operación y pruebas deberán ser concluidas dentro de los primeros 5 días después de la recepción de la orden de trabajo

Unidad terminal remota

Alimentación:

Voltaje de amplio rango 20 a 30vdc, típico 24vdc

Bajo consumo, menor a 300ma Sistema de administración de energía para larga duración de batería

respaldo (desconexión de equipo si el voltaje de alimentación es menor a 20v)

Entradas/salidas: 4 entradas del tipo contacto seco, 2 salidas a relevador con capacidad de 12vdc, 24vdc o 110vac a 1a

Procesador:

Frecuencia de reloj del procesador 187.5 MHz 1mb de memoria sram 1mb de memoria flash serial Reloj de tiempo real (respaldo vía batería) Supervisor perro guardián Bus de direcciones de 24-bits Bus de datos interno 16-bit Bus de datos externo 8/16-bit Diez temporizadores de 8-bits, uno de 10-bits con 2 registros de

comparación, y uno de 16-bits con 8 registros de comparación

Puertos de comunicaciones:

Modulo de comunicación inalámbrica. Alcance en exteriores (con línea de vista) 3km Alcance en interiores 140m

Servicio Integral de monitoreo de las variables de proceso de Baterías de Separación, Estaciones de Compresión y Ductos de Alto Riesgo

Esta partida deberá hacerse inmediatamente después de concluidos los trabajos de Instalación del Sistema de Monitoreo para Baterías de Separación, Estaciones de Compresión y Ductos de Alto Riesgo.

Toma y envío de señales. Las señales de campo listadas a continuación, deberán ser monitoreadas en tiempo real en la interfaz hombre-máquina local y en las instalaciones del AIATG, como se indica en el plano 5 “arquitectura para baterías de separación y ductos de alto riesgo” del anexo A. Solo se permitirá como máximo 4 horas de interrupción del monitoreo de lo contrario no se pagará este servicio/día.

Las siguientes señales que se deben monitorear en las Baterías de Separación y Ductos de alto riesgo:

1. Presión en cabezal de producción2. Presión en cabezal de medición3. Presión en separador de producción4. Nivel en separador de producción5. Presión en separador de medición6. Nivel en separador de medición7. Presión en tanque de balance8. Nivel en tanque de balance9. Presión de salida de gas de la batería de separación10.Flujo de salida de gas de la batería de separación11.Flujo de gas en entrada al quemador12.Nivel en tanque de diesel13.Presión de descarga de bomba de aceite14.Flujo de descarga de bomba de aceite15.Status de bomba de salida de aceite de la batería de separación16.Nivel en tanque de Almacenamiento de aceite17.Análisis de variables de acometida de alimentación eléctrica

En el caso de las Estaciones de Compresión se deben monitorear las siguientes señales:

1. Presión de gas en la entrada al separador de succión general2. Flujo de gas en la entrada al separador de succión general3. Nivel en el separador de succión general4. Flujo de gas en la salida separador de succión general5. Presión en el separador de gas de arranque y combustible6. Nivel en el separador de gas de arranque y combustible7. Status de los compresores8. Flujo de gas en entrada al quemador9. Presión de gas de salida de la estación de compresión10.Flujo de gas de salida de la estación de compresión

Almacenamiento de las variables. Las variables deberán permanecer al menos un año en los registros históricos del proveedor. Se harán entregas de los respaldos de esta información en dvd a PEP al presentar la estimación correspondiente al periodo de facturación.

Mantenimiento. Sera responsabilidad del proveedor tener los instrumentos y equipos en perfecta operación por lo que los mantenimientos preventivos deberán realizarse previo programa acordado con PEP, los tiempos de respuesta para los mantenimientos correctivos no serán considerados como disponible.

Calibración. Los instrumentos deberán estar correctamente calibrados y con rangos adecuados a las variables de proceso, en caso de que PEP requiera la verificación de esta calibración, el proveedor deberá contar con instrumentos patrón adecuados a los rangos y exactitud del instrumento en cuestión. Si el instrumento operará fuera de la calibración y/o tolerancia especificada no se pagará el servicio día hasta que sea resuelta esta anomalía.

Robos o casos de fuerza mayor. En caso de que exista robo de los equipos o actos vandálicos que corrompan la presentación del servicio no será responsabilidad de PEP pagar o reponer estos equipos. En los casos que los accesos a las instalaciones sean cerrados y los equipos de monitoreo estén dentro de estas instalaciones PEP pagará al proveedor el servicio/día siempre y cuando antes de darse el bloqueo a las instalaciones el equipo haya entregado a la IHM local y a las instalaciones del AIATG la información de las variables de proceso.

14.SERVICIO DE MANTENIMIENTO A TRANSMISOR DE PRESIÓN MANOMÉTRICA O PRESIÓN DIFERENCIAL.

Esta partida deberá hacerse dentro de las 72 horas siguientes de la recepción de la orden de servicio correspondiente.

Mantenimiento y servicio. Se deberá dar mantenimiento y servicio preventivo y correctivo durante el tiempo que dure el contrato, siendo responsabilidad del proveedor mantener la instrumentación de campo en condiciones operativas para asegurar el envío de datos a la IHM local y a las instalaciones del AIATG. El mantenimiento deberá cumplir con los lineamientos y requerimientos del fabricante, el programa de mantenimiento deberá ser aprobado por PEP, los tiempos de respuesta para los mantenimientos correctivos no serán considerados como disponibles.

a. Servicio de Mantenimiento a Transmisor de Nivel tipo Desplazador.

Mantenimiento y servicio. Se deberá dar mantenimiento y servicio preventivo y correctivo durante el tiempo que dure el contrato, siendo responsabilidad del proveedor mantener la instrumentación de campo en condiciones operativas para asegurar el envío de datos a la IHM local y a las instalaciones del AIATG.

El mantenimiento deberá cumplir con los lineamientos y requerimientos del fabricante, el programa de mantenimiento deberá ser aprobado por PEP, los tiempos de respuesta para los mantenimientos correctivos no serán considerados como disponibles.

b. Servicio de Mantenimiento a Transmisor de Flujo másico tipo Coriolis.

Mantenimiento y servicio. Se deberá dar mantenimiento y servicio preventivo y correctivo durante el tiempo que dure el contrato, siendo responsabilidad del proveedor mantener la instrumentación de campo en condiciones operativas para asegurar el envío de datos a la IHM local y a las instalaciones del AIATG. El mantenimiento deberá cumplir con los lineamientos y requerimientos del fabricante, el programa de mantenimiento deberá ser aprobado por PEP, los tiempos de respuesta para los mantenimientos correctivos no serán considerados como disponibles..

c. Servicio de Mantenimiento a Transmisor de Flujo tipo Multivariable.

Mantenimiento y servicio. Se deberá dar mantenimiento y servicio preventivo y correctivo durante el tiempo que dure el contrato, siendo responsabilidad del proveedor mantener la instrumentación de campo en condiciones operativas para asegurar el envío de datos a la IHM local y a las instalaciones del AIATG. El mantenimiento deberá cumplir con los lineamientos y requerimientos del fabricante, el programa de mantenimiento deberá ser aprobado por PEP, los tiempos de respuesta para los mantenimientos correctivos no serán considerados como disponibles.

DIAGRAMA DE BATERÍA Y SEPARACIÓN

Figura 13 Diagrama de batería de separación

CONCLUSIÓN

Mediante la elaboración del presente trabajo se obtuvo un conocimiento más amplio sobre el tema de baterías de separación su funcionalidad y los tipos de estas en base a esto podemos determinar que una batería de separación es:

“La batería de separación de hidrocarburos es el proceso que consiste en   la separación de la fase gas-liquido de la mezcla   de hidrocarburos provenientes delos pozos productores de un mismo yacimiento, con el propósito de transportar y distribuir   de manera eficiente hacia las instalaciones de refinación más cercana para su procesamiento”

Estos conocimientos nos servirán para poder determinar los tipos de baterías de separación existentes así como el propósito de estas y su aplicación en el campo laborar al cual están enfocados nuestros estudios universitarios conocimientos que nos servirán en un futuro para nuestro desarrollo laboral en un momento dado

BIBLIOGRAFÍA

www.google.com/198514358-133480171-Bateria-de-Separacion-De.pdf

http://es.scribd.com/doc/203280525/DISENO-Y-EVALUACION-DE-SEPARADORES-TRIFASICOS