Facultad de Ingeniería Escuela de Ingeniería Químicarepositorios.unimet.edu.ve/docs/31/ATTP155V4C6.pdfFacultad de Ingeniería Escuela de Ingeniería Química EVALUACIÓN Y PROPUESTA

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



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



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




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



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



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


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:


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



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


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



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.


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




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



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+




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



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


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,


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.


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.


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


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/


http://www.epa.gov/gasstar/

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


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


http://www.gas-training.com/Articulos/ds_03.jpg

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.


http://www.gas-training.com/Articulos/ds_04.jpg

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


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.


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.


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:


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.


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,


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.


33

Figura 6: Volumen estimado de vapores para los tanques de almacenamiento de crudo.


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).



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


http://www.epa.gov/gasstar/pdf/lessons/ll_final_vap.pdf

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.


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.


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


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



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.


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.


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


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


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


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 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.


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




Baja presión de succión 2 Alta temperatura descarga 12

Alta presión descarga 2 Mantenimiento 2


49

TOTAL 30 Fuente: Elaboración Propia





Alta presión descarga 10 Cambio de tanque 1

Mantenimiento 1 TOTAL 25

Fuente: Elaboración Propia





Alta presión descarga 4 TOTAL 15


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.


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.


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.


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


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.


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,


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


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


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.


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.


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.


60

Figura 12. Selección de la composición de la fase


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.


61

Figura 13. Selección del sistema de unidades


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.


62

Figura 14. Componentes del Sistema


Figura 15. Listado de componentes puros de PIPEPHASE


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.


63

Figura 16. Selección de pseudos Componentes


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.


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


Figura 18. Datos en la composición de la corriente en la salida de los tanques



65

Figura 19. Diagrama de recorrido de la tubería


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



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


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


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)


69

Figura 22. Selección de pseudos componentes en HYSYS


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.


70

Figura 23. Selección de la ecuación termodinámica a utilizar


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.


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


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


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.


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


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.


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.


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.


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



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.


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


83

Tabla 24. Presión de la columna de gas a la URV

Presión de la columna (psig) 0,0355


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.


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.


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


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.


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


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


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


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.


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.state.nj.us/dep/enforcement/relprev/dpcc/document/vrug

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Referencias bibliográficas

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94

http://www.automationdirect.com/static/manuals/gs1msp/ch1.pdf#s

earch='variador%20de%20frecuencia'

http://forosdeelectronica.com/about172.html

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esores.htm

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http://www.ingenierosdelubricacion.com/articulos/lubricacion_compresores.htm

http://www.ingenierosdelubricacion.com/articulos/lubricacion_compresores.htm

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”

Documents

Facultad de Ingeniería Escuela de Ingeniería Químicarepositorios.unimet.edu.ve/docs/31/ATTP155V4C6.pdfFacultad de Ingeniería Escuela de Ingeniería Química EVALUACIÓN Y PROPUESTA