GAS Y OIL
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“UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL” FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERIA ESCUELA DE TECNOLOGIA DE PETROLEOS TESIS PREVIA A LA OBTENCIÓN DEL TITULO DE TECNÓLOGO EN PETROLEOS TESIS DE GRADO TEMA: MANUAL DE DESHIDRATACIÓN DE PETRÓLEO CRUDO EN LA PLANTA DORINE – 2003. CARLOS A. MAFLA H. DIRECTOR: ING. LUIS CALLE QUITO – ECUADOR ENERO, 2004
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importante area petrolerajj
Transcript of GAS Y OIL
“UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL”
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERIA
ESCUELA DE TECNOLOGIA DE PETROLEOS
TESIS PREVIA A LA OBTENCIÓN DEL TITULO
DE TECNÓLOGO EN PETROLEOS
TESIS DE GRADO
TEMA:
MANUAL DE DESHIDRATACIÓN DE PETRÓLEO CRUDO
EN LA PLANTA DORINE – 2003.
CARLOS A. MAFLA H.
DIRECTOR:
ING. LUIS CALLE
QUITO – ECUADOR
ENERO, 2004
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Carlos Aníbal Mafla
Hidalgo, bajo mi supervisión.
Ing. Luis Calle
DIRECTOR DE TESIS
DECLARATORIA
Lo expresado en la presente tesis es de responsabilidad del autor.
I
DEDICATORIA
Este trabajo está dedicado a todos quienes de una u otra manera han
colaborado para mi formación personal y profesional.
II
AGRADECIMIENTOS
Agradezco a la Universidad Tecnológica Equinoccial, a la Escuela de Tecnología
de Petróleos, a mis profesores, quienes supieron brindarme los conocimientos
recibidos, con los cuales he desarrollado mi vida profesional.
Agradezco también a mi Director de Tesis, el Ingeniero Luis Calle, quien ha sido
mi guía para lograr la conclusión de este trabajo.
III
ÍNDICE DE CONTENIDO
DECLARATORIA………………………………………………………………………..
DEDICATORIA…………………………………………………….……………………I
AGRADECIMIENTOS……………………………………………………………….…II
ÍNDICE DE CONTENIDO ……………………….…………...……………………....III
ÍNDICE DE FIGURAS…………………………………………………………….......VII
RESUMEN………………………………………………………………………………8
SUMMARY………………………………………………………………………………9
CAPITULO I……………………………………………………………………….……10
1 INTRODUCCIÓN……………………………………………………………...10
1.1 TEMA…………………………………………………………………………...10
1.2 OBJETIVO GENERAL…………………………………………………….….10
1.3 OBJETIVOS ESPECÍFICOS………………………………..…………….….10
1.3 JUSTIFICACIÓN………………………………………………….……..…….11
1.5 IDEA A DEFENDER..…………………………………………………...…….12
1.5.1 VARIABLE INDEPENDIENTE………………………………………….……12
1.5.2 VARIABLES DEPENDIENTES………………………………………………12
1.6 MÉTODOS DE INVESTIGACIÓN……………………………………….…..13
CAPITULO II……………………………………………………………………….…..14
2 MARCO TEÓRICO…………………………………………………………….14
2.1 DEFINICIÓN DE BS&W………………………………………………………14
2.2 DEFINICIÓN DE EMULSIÓN………………………………………………...15
2.2.1 FORMACIÓN DE EMULSIONES……………………………………………15
2.2.2 TIPO DE EMULSIONES……………………………………………………...15
IV
2.2.3 AGENTES EMULSIONANTES EN EL PETRÓLEO……….………………16
2.2.4 FASES DE UNA EMULSIÓN…………………………………………………16
2.3 DEFINICIÓN DE BOMBA…………………………………………………….17
2.3.1 BOMBAS ROTO DINÁMICAS………………………………………………..17
2.3.2 BOMBAS DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO…………………………….17
2.4 SEPARADORES CONVENCIONALES……………………………………..17
2.4.1 SEPARADOR VERTICAL…………………………………………………….18
2.4.2 SEPARADOR HORIZONTAL………………………………………………...18
CAPITULO III…………………………………………………………………………..19
3 CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DE LA PLANTA DE DESHIDRATA
CIÓN DORINE………………………………………………………….….….19
3.1 DESCRIPCIÓN GENERAL DE LA PLANTA………………………...….….19
3.2 SEPARADORES DE CAÍDA LIBRE………………………………………...20
3.3 DESHIDRATADORES ELECTROSTÁTICOS………………………….…..21
3.4 EQUIPOS DE INYECCIÓN DE QUÍMICOS……………………..…………22
3.5 TANQUES DE AGUA…………………………………………………………23
3.6 TANQUES DE CRUDO……………………………………………………….24
3.7 COMPRESORES DE GAS…………………………………………………..25
3.7.1 COMPRESORES VRU……………………………………………………….25
3.7.2 COMPRESORES DE GAS…………………………………………………..26
3.8 BOMBAS…………………………………………………………....…………27
3.8.1 BOMBA DESNATADORA……………………………………………………27
3.8.2 BOMBA DE RECICLADO………………………………………………….…27
3.8.3 BOMBAS BOOSTER DE AGUA DE INYECCIÓN (P-520)…………...…..28
V
3.8.4 BOMBAS BOOSTER DE AGUA DE INYECCIÓN (P-521)…………….....29
3.8.5 BOMBAS DE INYECCIÓN DE AGUA (P-530)………………………….….29
3.8.6 BOMBAS DE INYECCIÓN DE AGUA (P-531)………………………….….30
3.8.7 BOMBAS BOOSTER DE CRUDO……………………………………….….30
3.8.8 BOMBAS DE TRANSFERENCIA DE CRUDO………………………….…31
3.8.9 BOMBA DE RETORNO DE CONDENSADO DE TEA…………….……...32
3.8.10 BOMBA DE RETORNO DE CONDENSADO DE LAS VRU….……….….32
3.9 COMPRESORES DE AIRE…………….…………………………………….33
3.10 TANQUE DESARENADOR………………….……………………………….33
3.11 TANQUE DE DESFOGUE……..……………………………………………..34
3.12 TEA……………………………………..…………………………………….…35
CAPITULO IV………………………………….…………………………………........36
4 SISTEMA OPERATIVO DE CONTROL DE LA PLANTA
DESHIDRATADORA DORINE……….………………………………………36
4.1.1 SISTEMA DE CONTROL DE LA PLANTA….………………………………36
4.1.2 MAPA DE ALARMAS………………………….………………………………37
CAPITULO V………………………………………………………………..………….40
5 MANUAL DEL PROCESO DE TRATAMIENTO DEL CRUDO
EN LA PLANTA DESHIDRATADORA DORINE……………………….…...40
5.1.1 CIRCUITO DE CRUDO……………………………………………………….40
5.1.2 FIGURA Nº 1 CIRCUITO DE CRUDO………………………………….......43
5.1.3 CIRCUITO DE AGUA PRODUCIDA……….………………………..……....44
5.1.4 FIGURA Nº 2 CIRCUITO DE AGUA PRODUCIDA……………….……….45
5.1.5 CIRCUITO DE GAS…………………..………………………………….…....46
VI
5.1.6 FIGURA Nº 3 CIRCUITO DE GAS……………….......……………….…….48
5.1.7 CIRCUITO DE QUÍMICOS…………………..…………………………….....49
5.1.8 FIGURA Nº 4 CIRCUITO DE QUÍMICOS…………….…………………….51
CAPITULO VI……………………………………………………………………….....52
6 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES……………………………….….52
7 BIBLIOGRAFÍA…………………………………………………………….………54
8 ANEXO # 1………………………………………..………………………………..56
VII
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1 CIRCUITO DE CRUDO……………………………………………….43
Figura 2 CIRCUITO DE AGUA PRODUCIDA………………………………...45
Figura 3 CIRCUITO DE GAS…………………………………………………...48
Figura 4 CIRCUITO DE QUÍMICOS…………………………………………...51
8
RESUMEN
La Compañía AEC Ecuador se ha visto en la necesidad de rotar al personal
de operadores en las diferentes estaciones de procesamiento de petróleo
crudo que tiene en el bloque Tarapoa, razón por la cual se ha decidido
elaborar un manual sobre la planta de deshidratación Dorine.
En la presente tesis se detallan las características técnicas de los diferentes
equipos que conforman la planta, así como una descripción del proceso que
se da al petróleo crudo dentro de ella, para lograr obtener un petróleo dentro
de especificaciones técnicas, en lo referente al contenido de sedimentos y
agua inferior al 0.5%, y al sistema de control operacional.
De la evaluación realizada se determina que independientemente del
tamaño y capacidad de la planta, el sistema de control y proceso es
básicamente el mismo en todas las estaciones de deshidratación de
petróleo crudo, por lo que el presente manual servirá como guía práctica
para este propósito en cualquier planta.
9
SUMMARY
The AEC Ecuador Company had usually needed change the geographic
place of job of its operational employees between the several plants to
dehydrate the oil at Tarapoa Block; that was the main motive to do this
Dorine´s Dehydrate Oil Plant Manual.
This thesis describes the technical characteristics of all equipments in the
battery, the process that oil goes to reduce the BS&W (basic sediments and
water) less than 0.5%, and the operational control system.
From the evaluation of the Battery, it is possible to define that whatever could
be the battery size, its capacity or its control system, the process basically
will be the same in all batteries to dehydrate the oil. That is the reason
because this Manual could be used like a guide in all batteries.
10
CAPITULO I
1. INTRODUCCIÓN
1.1 TEMA
Manual de Deshidratación de Petróleo Crudo en la Planta Dorine – 2003.
1.2 OBJETIVO GENERAL
Realizar un manual de operación de la Planta Dorine de Deshidratación para
petróleo crudo, contribuyendo a la dotación de un soporte técnico de apoyo
para el personal de operadores de producción que trabajan en la misma
Estación.
1.3 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Aportar con un manual de acceso rápido a las características técnicas de los
equipos que conforman la planta Dorine.
• Describir el proceso de deshidratación en la planta para beneficio del
personal nuevo que llega a operar en el lugar.
11
• Incrementar el tiempo de vida útil de los equipos de la Estación al
operar dentro de los parámetros recomendado por los fabricantes.
1.4 JUSTIFICACIÓN
Debido a la constante rotación del personal dentro de las operaciones
petroleras que se realizan en la Compañía Operadora del Bloque Tarapoa,
sitio donde está Ubicada la Planta Dorine, se ha visto la necesidad de dotar
de un Manual de Procedimientos Operativos para dicha planta.
Este Manual contribuirá a la operación de la Planta dentro de los parámetros
comerciales requeridos para el petróleo, producto tratado en la Estación, y
también para los equipos que la integran.
El pleno conocimiento de los equipos y su correcta operación influirán en un
menor impacto ambiental por cuanto se evitará la posibilidad de una
contaminación por derrames de petróleo y agua producida de reinyección, y
la disminución de la carga contaminante en las emisiones gaseosas al
medio ambiente.
Toda contaminación ambiental en el sitio donde está ubicada la planta
influirá en el malestar de los vecinos por la destrucción de su medio de vida,
ya que son áreas de producción agrícola y ganadera, además de que son
áreas cercanas a la reserva natural Cuyabeno.
12
El que se tenga un Manual de Operación de la Planta optimizará el tiempo
de trabajo de los operadores logrando con ello que se disponga de mayor
tiempo para realizar otras tareas que se ven relegadas durante el tiempo de
reconocimiento y aprendizaje de la operación de la planta.
Cuando los equipos trabajan dentro de las características técnicas
operacionales recomendadas por los fabricantes, se logra no solamente
incrementar el tiempo de vida útil de los mismos sino que también se
disminuye el costo de operación, al disminuir los mantenimientos correctivos
de los mismos.
1.5 IDEA A DEFENDER
Si se dota de una Guía de Operación de la Planta a los trabajadores de la
misma entonces se logrará optimizar el trabajo del personal y de los
equipos, llegando a evitar grandes impactos al medio ambiente a más de los
causados por la misma intromisión en el sitio de instalación de la planta.
1.5.1 VARIABLE INDEPENDIENTE
• La planta de tratamiento de crudo semipesado.
1.5.2 VARIABLES DEPENDIENTES
• Parámetros operativos de la Planta.
13
• Datos técnicos de los equipos.
1.6 MÉTODOS DE INVESTIGACIÓN
• Método Analítico: Se utilizará en la revisión de manuales técnicos de
los equipos instalados en la planta e información entregada por los
fabricantes y los diseñadores.
• Método estadístico: En caso de ser necesario se analizarán datos
operativos de la planta para determinar su operación óptima.
14
CAPITULO II
2. MARCO TEÓRICO
Para el desarrollo del Manual se empleará la literatura proporcionada por los
fabricantes de los diversos equipos que han sido instalados en la Planta.
Además se utilizarán datos de operación diaria como son análisis de
contenido de agua y sedimentos en el petróleo, antes y después del
tratamiento; mediciones de volúmenes de gas, agua y petróleo que se tratan.
Esta guía describe el proceso de deshidratación del petróleo que llega a la
Planta Dorine, determinando la separación del agua, el gas y el petróleo por
gravedad, temperatura, aplicación de químicos y por la caída de presión del
fluido en los separadores. El camino que toman los tres fluidos, agua
producida, petróleo y gas, su disposición, utilización y entrega.
Entrega información de cada uno de los equipos que conforman la planta,
dados en sus placas de datos, así como algunos conceptos necesarios para
entender la terminología utilizada en operaciones.
2.1 DEFINICIÓN DE BS & W (AGUA Y SEDIMENTOS BÁSICOS).
15
“Comprenden las soluciones sólidas y las acuosas que pueden estar
presentes en el petróleo y las cuales son separadas mediante la gravedad y
la fuerza centrífuga.”1
2.2 DEFINICIÓN DE EMULSIÓN.
“Una emulsión es una mezcla de dos líquidos inmiscibles, esto es, líquidos
que no se mezclan bajo condiciones normales. Uno de ellos se dispersa en
el otro en forma de gotas muy pequeñas, tan pequeñas en algunos casos
que más de 50 de esas gotas podrían colocarse en la cabeza de un alfiler.
2.2.1 FORMACIÓN DE EMULSIONES.
Tres condiciones son necesarias para la formación de una emulsión estable,
es decir, una emulsión que no se descompondrá sin alguna forma de
tratamiento:
• Los líquidos deben ser inmiscibles.
• Debe haber suficiente agitación para dispersar un líquido como gotas
en el otro.
• Debe haber la presencia de un agente emulsificante.
2.2.2 TIPOS DE EMULSIONES.
1 PFO 1, Glosario de Términos, Southern Alberta Institute of Tecnology, Mayo 1999.
16
En las emulsiones en los campos petroleros, el agua generalmente se
dispersa en el petróleo y, se le conoce como emulsión de agua en petróleo.
Cuando sucede lo opuesto, se forma una emulsión de petróleo en agua o
inversa. Las emulsiones pueden ser firmes (difíciles de romper), o flojas
(fáciles de romper), dependiendo del tipo y cantidad agente emulsificante
presente.
2.2.3 AGENTES EMULSIFICANTES EN EL PETRÓLEO.
Los agentes emulsificantes más comunes encontrados en el petróleo
incluyen el asfalto, substancias resinosas, y otros materiales finamente
divididos que son más solubles, humidificables o dispersables en el petróleo
que en el agua.
También se encuentran sulfatos de aluminio, hierro, zinc, carbonato de
calcio, sílice y sulfuro de hierro.
2.2.3 FASES DE UNA EMULSIÓN.
En una emulsión, el líquido que se descompone en gotas es conocido como
la fase dispersa o interna. El líquido que circunda las gotas es conocido
como fase continua o externa. Una emulsión de petróleo y agua puede tener
a cualquiera de los dos como fase dispersa, dependiendo de las
17
características del agente emulsificante, pero en la mayoría de los casos el
agua forma gotas en el petróleo.”2
2.3 DEFINICIÓN DE BOMBA.
“Bomba es una máquina que absorbe energía mecánica y entrega al líquido
que la atraviesa energía hidráulica. Las bombas se las clasifican en roto
dinámicas y de desplazamiento positivo.
2.3.1 BOMBAS ROTO DINÁMICAS.
Se llaman roto dinámicas porque su movimiento es rotativo y la dinámica de
la corriente juega un papel esencial en la transmisión de la energía. Son
siempre rotativas, su órgano de transmisión de energía es el impulsor.
2.3.2 BOMBAS DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO.
Su funcionamiento se basa en el principio de desplazamiento positivo, tal
cual el émbolo de una jeringa, en ellas la dinámica de la corriente no juega
un papel preponderante en la transmisión de la energía.”3
2.4 SEPARADORES CONVENCIONALES.
2 PFO 3, Análisis de Emulsiones, Southern Alberta Institute of Tecnology, Mayo 1999. 3 Curso para Operadores de Producción, Manual de Bombas, Ing. Mario Pérez, 1993
18
“Los separadores trifásicos modernos aprovechan la gravedad y la fuerza
centrífuga como su principio básico de operación. Hay dos tipos básicos de
separadores convencionales trifásicos, los horizontales y los verticales.”4
2.4.1 SEPARADOR VERTICAL.
Es común este tipo de separador en sitio alejados a las planta s para
evaluación de pozos, separa los fluidos, agua, petróleo, y gas, los miden y
los vuelven a unir para enviarlos a la planta de tratamiento.
2.4.2 SEPARADOR HORIZONTAL.
El separador horizontal trifásico es utilizado con más frecuencia para la
separación de grandes volúmenes de agua, petróleo y gas. Existen alguna
adaptaciones del modelo básico para mejorar el tratamiento del crudo
emulsionado, tenemos como ejemplo el tratador electrostático que incluye en
su interior una rejilla eléctrica; otro ejemplo es el tratador térmico que lleva
interiormente dos tubos donde se quema generalmente gas para
incrementar la temperatura del fluido que trata.
4 PFO 1, Operaciones de Campo – Separadores Convencionales, SAI of Tecnology, Mayo 1999.
19
CAPITULO III
3. CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DE LA PLANTA DE
DESHIDRATACIÓN DORINE.
3.1 DESCRIPCIÓN GENERAL DE LA PLANTA
Está es una descripción de la planta de procesamiento de crudo, ubicada en
la población de Tarapoa en la Provincia de Sucumbios. Pertenece a la
Compañía AEC y está diseñada para separar los flujos de los pozos del
Campo Dorine cuya composición es agua, gas y petróleo crudo.
La planta está constituida básicamente por separadores de caída libre que
aprovechan la gravedad de los fluidos, así como la pérdida de presión de los
mismos. Ya definidos los tres fluidos se los envía hacia los equipos que
facilitan su manejo por separado, estos son tanques de agua producida,
tanques de crudo y los compresores de gas.
Los compresores envían el gas separado hacia la planta de generación
eléctrica, aprovechando de esta manera el máximo de gas. El agua
producida recibida en los tanques de agua es enviada a los pozos de
inyección para recuperación de presión de fondo del yacimiento productor,
utilizando el sistema de bombas de inyección de agua.
20
El principal objetivo de la planta es el petróleo crudo que se trata hasta que
contenga un máximo de agua y sedimentos mejor conocido como BS & W,
equivalente al 0.5%. Esto es que cada 100 barriles de petróleo contengan
un máximo de medio barril de agua y sedimentos. Conseguido el propósito,
con el sistema de bombas de transferencia, se lo envía a Lago Agrio para
su venta.
Para optimizar la separación agua crudo se inyectan químicos rompedores
de emulsión, inhibidores de espuma, sea al inicio del proceso o en el
intermedio del proceso.
Existen otros equipos en la planta que sirven como apoya al desempeño de
la misma, tales como la bomba de desnatado, la de reciclado y algunas más
que detallaremos en los próximos temas.
Se debe anotar que el material del cual está fabricados todos los equipos de
la planta es acero al carbón
3.2 SEPARADORES DE CAÍDA LIBRE (V-100/V-110/V-130)
Son vasijas de forma cilíndrica que pueden albergar hasta 700 barriles de
fluido en su interior. Por ellos pueden circular hasta 70000 barriles de fluido
líquido cada día.
21
Estos separadores cuya denominación es V-110, V-120 y V-130, de caída
libre reciben todo el fluido proveniente de los pozos, y por cambio en la
presión, pues de 60 a 100 psi que se encuentran en las líneas de fluido baja
a 45 libras de presión, permitiendo una rápida liberación del gas en solución.
Estimando una residencia del fluido líquido en los separadores por 20
minutos, se consigue que por diferencia de densidades entre el agua y el
petróleo, se separen por gravedad.
Los tres separadores poseen las mismas características por tanto la
capacidad de la planta para recibir fluido es de 210.000 bfpd con 12 mmscfd,
de los cuales 90.000 pueden ser de petróleo y el resto agua. Como
veremos a continuación, esto está limitado por la capacidad de tratamiento
de los deshidratadores electrostáticos.
“Máxima presión de diseño: 670 psi
Máxima temperatura de diseño: 200 F
Máximo volumen de crudo: 30.000 bpd
Máximo volumen de agua: 40.000 bpd
Máximo volumen de gas: 4 mmscfd”5
3.3 DESHIDRATADORES ELECTROSTÁTICOS (TR-800/TR-810)
5 Dorine 1, Facility Start Up, BDR, vol I, 2000
22
Existen dos deshidratadores electrostáticos cuya ventaja es el uso de la
energía eléctrica, corriente continua, para disminuir el contenido de agua en
el petróleo. La corriente eléctrica polariza las micro gotas de agua de
manera que se atraen entre si incrementando su tamaño y con ello su peso,
esto permite que la ley de la gravedad trabaje haciéndolas caer y liberando
al petróleo del agua.
Las características de placa de estos separadores eléctricos son:
“Máxima presión de diseño: 75 psi
Máxima temperatura de diseño: 200°F
Máximo volumen de petróleo: 30000 bpd
Máxima volumen de agua: 6000 bpd
Máximo volumen de gas: 1.0 mmscfd”6
Como podemos ver, la máxima capacidad para tratar el crudo en la planta
está dada por los deshidratadores, 60.000 bppd. Por supuesto que se
podrían tratar volúmenes mayores pero ello desmejoraría el resultado de la
deshidratación, ya que disminuye el tiempo de residencia en los
deshidratadores que es de 20 min.
3.4 EQUIPOS DE INYECCIÓN DE QUÍMICOS
Consta de un tanque reservorio con capacidad para 300 galones y una
bomba de pistón impulsada con motor eléctrico. La capacidad de la bomba
23
puede variar entre 20 gpd a 40 gpd, dependiendo el diámetro del pistón
empleado.
Existen cuatro equipos para inyección de químicos al ingreso, estos son para
inyectar antiespumante, anticorrosivo, atrapa H2S y bactericida.
3.5 TANQUES DE AGUA (T-740/T-750)
“Cantidad: Dos (2)
Tipo: Techo cónico
Volumen por tanque: 10000 barriles
Dimensiones: 47’ ancho x 32’ alto”7
Existen dos tanques de techo cónico con capacidad nominal de 10000
barriles cada uno, son el T-740 y T-750, tienen una válvula de presión y
vacío que trabaja entre cinco onzas de presión y dos onzas de vacío, una
válvula de relevo de emergencia de 24 pulgadas de diámetro que opera a 6
onzas de presión interna de los tanques. Almacenan el agua producida en
los separadores y tratadores para su inyección en los respectivos pozos.
Son tanques recubiertos internamente. Tienen conexiones para retorno al
proceso de cualquier nata de crudo que se presente producto del arrastre
en el agua.
El volumen no necesita ser aforado por cuanto se mantiene un sistema de
medida por flotador que envía su información hacia el panel de control de la
6 Dorine 1, Facility Start Up, BDR, vol I, 2000 7 Dorine 1, Facility Start Up, BDR, vol IV, 2000
24
planta. A pesar de esto se mantiene la compuerta para aforo manual, con
objetivo de calibrar el medidor de nivel automático.
“Tienen los tanques líneas de muestreo del agua contenida, ubicadas a las
siguientes alturas:
· 1 pie
· 1 pie 10
. 4 pies 4
· 6 pies
· 9 pies 4
· 12 pies 8
· 16 pies 6
· 19 pies 4
· 22 pies 8
· 26 pies”8
3.6 TANQUES DE CRUDO (T-700/T-710/T-720/T-730)
“Cantidad: Cuatro (4)
Tipo: Techo cónico
Volumen por tanque: 10000 barriles
Dimensiones: 47’ ancho x 32’ alto”9
8 Planos de construcción de tanques Dorine 1, Harbert Int., 2000 9 Dorine 1, Facility Start Up, BDR, Vol. IV 2000
25
Almacenan el crudo tratado para su envío a Lago Agrio. Todos los tanques
son recubiertos internamente y equipados con línea para recuperación de
vapor mediante los compresores VRU. Cualquier fondo de agua o emulsión
puede ser retornado al proceso para su tratamiento, de manera que en los
tanques siempre se tenga crudo limpio solamente.
Su capacidad nominal es de 10000 barriles. Son diseñados similares a los
de agua, con la misma instrumentación y líneas de muestreo. Sus
denominaciones son T-700, 710, 720 Y 730.
3.7 COMPRESORES DE GAS
Existen dos tipos de compresores de gas que se describen a continuación:
3.7.1 COMPRESORES VRU (K-600A/B)
“Cantidad: Dos (2)
Marca: Fuller Kovako
Modelo: CC110
Motor: 100 BHP
Velocidad del motor: 1800 rpm (VFD)
Voltaje: 480/3/60
Capacidad: 850000 scfd
26
Velocidad del compresor: 924 rpm”10
Su función es la de mantener una presión en los tanques de crudo y agua
entre las 3 y 7 onzas. Su descarga alimenta la succión de los compresores
de gas.
3.7.2 COMPRESORES DE GAS (K-630 / K-640)
“Cantidad: Dos (2)
Marca: Ariel
Modelo: JHG/4
Motor: 800 BHP
Velocidad del motor: 900 rpm
Voltaje: 4160/3/60
Capacidad: 3.2 mmscfd
Presión de succión 30 psig
Presión de descarga 700 psig
Sistema de enfriamiento Koch 108 HFV”11
Comprimen el gas que se libera en el proceso y lo envían hacia la planta de
generación eléctrica. Al momento se transfieren cerca de 5 millones de pies
cúbicos de gas por día, trabajan con presión de succión de 20 a 30 psi y
con una descarga de 300 a 400 psi.
10 Dorine 1 Facility Start Up, BDR. Vol II, 2000 11 Dorine 1, Facility Start Up, BDR, vol III 2000
27
3.8 BOMBAS
“Existen en la planta varios tipos de bombas, siendo los principales
centrifugo y de tornillo, cuyas características se describen a continuación”.12
3.8.1 BOMBA DESNATADORA (P-500)
“Marca: Moyno 1000
Modelo: A4E-CDQ-AAC
Motor: 5BHP
Velocidad del motor: 1200 rpm (VFD)
Voltaje: 480/3/60
Máxima presión de descarga: 150 psi
Máximo capacidad: 18 gpm a 344 rpm”13
El objetivo de esta bomba es el recuperar de los tanques de agua el crudo
que es arrastrado en mínimas cantidades y se acumula en forma de una
nata sobre el agua, por eso la succión de esta bomba se encuentra a 19’6” y
20’6”, es un doble succión. Envía este crudo a los separadores para se
reprocesado. Es de tipo tornillo.
3.8.2 BOMBA DE RECICLADO (P-560)
“Marca: Moyno 2000
12 Toda información técnica de bombas y compresores han sido tomados de los placas de datos de cada uno 13 Placa de datos del equipo
28
Modelo: 2F080-G1-CDQ-AAC
Motor: 25BHP
Velocidad del motor: 1200 rpm (VFD)
Voltaje: 480/3/60
Máxima presión de descarga: 120 psi
Máximo capacidad: 154 gpm a 381 rpm”14
En caso de existir alguna falla en el proceso de la planta que impida una
correcta deshidratación del crudo, este crudo puede ser reprocesado al ser
conducido desde los tanques otra vez a los separadores. Su succión se
encuentra a 4 pies de altura en todos los tanques de crudo. Es de tipo
tornillo.
3.8.3 BOMBAS BOOSTER DE AGUA DE INYECCIÓN (P-520A-H)
“Cantidad: Ocho (8)
Marca: Gould 3196 MTX
Modelo: 1 x 3 x 13 – 6V
Motor: 125 BHP
Velocidad del motor: 3600 rpm
Voltaje: 480/3/60
Capacidad: 350gpm @ 280 psig”15
14 Placa de datos del equipo 15 Placa de datos de los equipos
29
Estas bombas alimentan a las de inyección, elevan la presión del agua que
se encuentra a 5 onzas de presión, en los tanques, hasta los 230 psi con
que trabajan las bombas de inyección. Son centrifugas de una sola etapa.
3.8.4 BOMBAS BOOSTER DE AGUA DE INYECCIÓN (P-521A-F)
“Cantidad: Seis (6)
Marca: Gould 3196 MTX
Modelo: 1 x 3 x 13 – 6V
Motor: 125 BHP
Velocidad del motor: 3600 rpm
Voltaje: 480/3/60
Capacidad: 350gpm @ 280 psig”16
Estas bombas alimentan a las de inyección, elevan la presión del agua que
se encuentra a 5 onzas de presión, en los tanques, hasta los 230 psi con
que trabajan las bombas de inyección. Son centrifugas de una sola etapa.
3.8.5 BOMBAS DE INYECCIÓN DE AGUA (P-530A-H)
“Cantidad: Ocho (8)
Marca: Reda
Modelo: JN 350 – 41 etapas
Motor: 500 BHP
30
Velocidad del motor: 3600 rpm
Voltaje: 4160/3/60
Capacidad: 350gpm @ 1670 psig”17
Envían el agua hacia los pozos inyectores donde se guarda todo el agua
producida. Son bombas centrifugas multi-etapas.
3.8.6 BOMBAS DE INYECCION DE AGUA (P-531A-D)
“Cantidad: Seis (6)
Marca: Centrilift
Modelo: HPH VMARC 57 etapas
Motor: 1000 BHP
Velocidad del motor: 3573 rpm
Voltaje: 4000/3/60
Capacidad: 20000 bpd @ 1700 psig”18
Envían el agua hacia los pozos inyectores donde se guardo todo el agua
producida. Elevan la presión desde 230 hasta 2000 psi. Son bombas
centrífugas multi etapas.
3.8.7 BOMBAS BOOSTER DE CRUDO (P-570A-D)
16 Placa de datos de los equipos 17 Placa de datos de los equipos 18 Placa de datos de los equipos
31
“Cantidad: Cuatro (4)
Marca: Gould 3196 MTX
Modelo: 4 x 6 x 13
Motor: 50 BHP
Velocidad del motor: 1800 rpm
Voltaje: 480/3/60
Capacidad: 657 gpm @ 60 psig”19
Alimentan la succión de las bombas de transferencia de crudo, desde 5
onzas hasta 50 psi. Son bombas centrífugas de una sola etapa.
3.8.8 BOMBAS DE TRANSFERENCIA DE CRUDO (P-550 A-C)
“Cantidad: Tres (3)
Marca: IMO/Warren
Modelo: 2030 FSXA (tres fases)
Motor: 300 BHP
Velocidad del motor: 1200 rpm (dos con VFD)
Voltaje: 480/3/60
Capacidad: 657 gpm @ 500 psig”20
Envían el crudo tratado en la planta hacia la estación Dorine 5 para su
transporte hasta Lago Agrio. Son de tipo tornillo triple.
19 Placa de datos de los equipos 20 Placa de datos de los equipos
32
3.8.9 BOMBAS DE RETORNO DE CONDENSADOS DE TEA (P-515)
“Cantidad: Uno (1)
Marca: Moyno 1000
Modelo: A4F-CDQ-3AAC
Motor: 7.5 BHP
Velocidad del motor: 1200 rpm
Voltaje: 480/3/60
Capacidad: 30 gpm @ 175 psig”21
Retornan el condensado y agua que se acumula en el separador de la tea.
Es de tipo tornillo.
3.8.10 BOMBAS DE RETORNO DE CONDENSADO DE LAS VRU (P-
505)
“Cantidad: Uno (1)
Marca: SMR-TEK
Modelo: 4VKM-15
Motor: 10 BHP
Velocidad del motor: 3480 rpm
Voltaje: 480/3/60
Capacidad: 30 gpm “22
33
Retornan el condensado y agua que se acumula en el separador de las
VRU. Es una bomba de tornillo.
3.8 COMPRESORES DE AIRE (K-620A/B)
“Cantidad: Dos (2)
Marca: Rotor Verdichter
Modelo: NK100-3
Motor: 25 BHP
Velocidad del motor: 7500 rpm
Voltaje: 480/3/60
Presión de compresión: 218 psi a 230°F”23
Se emplea aire seco para la operación de los instrumentos, los compresores
trabajan en relevos y depositan su aire comprimido en un pulmón de 120
galones que se reparten por la planta a través de su cabezal. Este aire se
emplea para control de instrumentación como son las válvulas, los
controladores.
3.10 TANQUE DES-ARENADOR (T-770)
“Cantidad: Uno
21 Placa de datos de los equipos 22 Placa de datos de los equipos 23 Placa de datos de los equipos
34
Tipo: Techo cónico
Volumen por tanque: 750 barriles
Dimensiones: 15’ ancho 25’ alto”24
Recibe el agua y sólidos que se drenan de los separadores y tratadores
luego de que los fondos son lavados por los toberas de agua a presión, que
se alimentan desde el cabezal de descarga de las bombas de inyección de
agua. Tiene alarma de bajo nivel a cinco pies y alto nivel a 23 pies.
3.11 TANQUE DE DESFOGUE (T-760)
“Cantidad: Uno
Tipo: Techo cónico
Volumen por tanque: 1000 barriles
Dimensiones: 22’ ancho x 16’ alto”25
Recibe el fluido liberado por las válvulas de seguridad que han relevado
debido
a sobre presión en el proceso. Generalmente pasa vacío porque cualquier
sobre presión significa problemas en la planta. Posee alarma de alto nivel a
4 pies de altura, esta alarma cierra el ingreso de fluido a la planta, se
encuentra a solo cuatro pies para evitar
24 Dorine 1 Facility Stara Up, BDR, Volumen 4, 2000 25 Dorine 1 Facility Start Up, BDR, volumen 6, 2000
35
3.12. TEA (M-900)
Cantidad: una
Marca: Tornado
Ducto de aire 8 X 24 X60’
Modelo: con ventilador 480/3/60
Motor: 15 BHP con VDF 1800 rpm
Capacidad: 0.5 A 3 MMSCFD
Se encuentra precedida por el tambor de tea que es una vasija con
capacidad para 20 barriles, internamente recubierto. Es de 6’ de ancho por
15’ de largo, que acumula los líquidos arrastrados por el gas. Tiene
interruptores para control de niveles bajo y alto mediante arranque y
apagado automático de la bomba P-515.
36
CAPITULO IV
4. SISTEMA OPERATIVO DE CONTROL DE LA PLANTA
DESHIDRATADORA DORINE
4.1 SISTEMA DE CONTROL DE LA PLANTA
Al ser una planta moderna, aunque no sea tecnología de punta, se realiza un
monitoreo totalmente electrónico y digital, esto nos permite centralizar el
monitoreo en una pantalla de computador, en el cual se presentan las
imágenes de todos los equipos de la planta que se operan, manteniendo
entre ellas claro está, un vínculo que nos permite circular por toda la planta
dentro del mismo computador.
El programa instalado es de propósito específico, se denomina Controlador
Lógico Programable, mejor conocido como PLC pertenece a la casa
Rockwell Software y es el RSLogix, la versión con la que trabajamos es la
6.0.
El PLC es un equipo electrónico que recibe toda la información del proceso
para luego tomar una acción correctiva (apagar una bomba, abrir o cerrar
una válvula, etc) es decir que controla utilizando el programa llamado
Escalera (Lader Program) que reside en la memoria principal; es lógico
porque utiliza una lógica matemática y es programable porque se lo puede
37
programar al inicio de las operaciones o reprogramar cuando sea necesario,
sin poner fuera de servicio a la estación que se está operando.26
El programa incorpora un esquema de control de dos niveles, local y
general, El control local básicamente consiste de controles de presión, nivel,
temperatura. Todos los dispositivos de control en este nivel son neumáticos
y controlan su proceso independientemente del resto de la planta.
El control general monitorea todos los procesos críticos de la planta y
contiene una lógica apropiada para actuar cuando ello sucede.
Las fallas de la planta se clasifican en tres categorías:
Clase A: Solamente produce alarma
Clase B: Produce alarma y apagones de equipos específicos
Clase C: Produce apagones de todos los procesos de la planta
4.2 MAPA DE ALARMAS
Cuando se encuentra totalmente programado y listo el sistema de monitoreo
de la planta, la manera más simple de comunicar al operador de cualquier
anormalidad por parte del programa es el uso de alarmas, para ello se las ha
clasificado en dos tipos de eventos los leves y los graves.
26 Manual de operación del programa RSLogic 6
38
Los eventos leves además de una alarma sonora exterior, es decir en la
planta, y una visual en el computador de control, permiten al operador que
continúe trabajando, es un aviso que si no se corrige inmediatamente no
ocasiona la parada sea del equipo o de la planta en su totalidad.
Los eventos graves tienen igual representación pero son un aviso de que el
equipo implicado en la alarma ha dejado de operar o tiene una condición que
no lo permite seguir trabajando. Esto puede ser causa de un paro total de
planta o solo de un sector de la misma.
“A continuación se dan ciertas pautas para reconocer el mapa de alarmas,
donde observaremos dos condiciones:
X es des-energizado o apagado
O es energizado o encendido
Ahora bien, debemos considerar algunas condiciones:
1.- Que en operación normal, todos los equipos se encuentran
energizados.
2.- Que los equipos se des-energizarán cuando exista una condición
grave tales como estas:
· Apagón manual por botón de para emergente
· Alta presencia de gas explosivo detectada por los sensores de gas
39
· Baja presión de aire de instrumentos
· Bajo voltaje de alimentación al PLC
· Falla de energía de alimentación 480 voltios a los equipos”27
Para un mejor conocimiento de las diferentes alarmas del proceso se añade
el mapa de alarmas de la planta en el anexo número 1. Donde se detallan
claramente las razones por las cuales se detienen todos y cada uno de los
equipos de la planta.
27 Mapa de alarmas, Anexo # 1
40
CAPITULO V
5. MANUAL DEL PROCESO DE DESHIDRATACIÓN DEL PETRÓLEO
CRUDO EN LA PLANTA DORINE
5.1 CIRCUITO DE CRUDO
El circuito de crudo lo conforman los separadores de caída libre que se
conectan en serie con los tratadores, formando dos trenes independientes.
La alimentación a los dos trenes de la planta puede ser repartida mediante la
apertura del arreglo múltiple de válvulas a la entrada de los mismos.
Reciben fluido los separadores V-110 y V-120 que se encuentran en
paralelo, trabajando a una presión de 40 psi, y su salida de crudo va al TR-
800, cuyo presión de trabajo es de 30 psi. De este tratador sale un cabezal
de crudo hacia los tanques de almacenamiento.
El otro tren lo conforma el separador de caída libre V-130 cuya presión de
trabajo es de 39 psi y su salida de crudo va al tratador TR-810, que trabaja
a 30 psi. Su salida de crudo se conecta al cabezal de crudo que sale del TR-
800 y llega así a los tanques de crudo.
41
El circuito continúa con los tanques de crudo, cuya atmósfera es de gas
presurizado entre 2 y 6 pulgadas de agua, y desde allí se descarga el crudo
a las bombas booster cuya descarga de 60 libras alimenta a las bombas de
transferencia, con éstas enviamos el crudo tratado a 180 psi dentro de
especificaciones hacia la siguiente estación de bombeo, Dorine 5 y de allí
hasta Lago Agrio.
En la figura Nº 1 se aprecia un diagrama del circuito de crudo.
Se debe definir el nivel del fluido líquido en el interior de los separadores de
caída libre, para ello de emplean las líneas de muestreo existentes en todos
ellos. Usualmente se mantiene líquido hasta la quinta línea de muestreo,
constando de agua dos, las más bajas, y sobre éstas tres de crudo, claro
que la tercera toma tiene un alto contenido de agua y mientras más se
asciende por las tomas se presentará el crudo con menor contenido de
BSW.
El determinar y fijar la presión de trabajo se realiza en el panel del PLC, pues
este control es electrónico, solamente se puede fijar vía PLC.
Para realizar un control de la separación se efectúa una prueba de bsw a la
salida de crudo de cada separador, esto nos ayuda a definir si existe una
dosis efectiva de químico y si la carga está bien repartida entre los
separadores.
42
Igual control se realiza en los tratadores solo que estos trabajan totalmente
inundados por la presencia de la rejilla eléctrica que polariza el agua y el
crudo.
T-710
T-700
T-720
T-730
V-110
V-120
V-130 V-810
V-800
TANQUES DE CRUDO
BOOSTER DE CRUDO
TRANSFERENCIA DE CRUDO
P-570D
P-570C
P-570B
P-570A
P-550A
P-550B
P-550C
A DORINE 5
FIGURA # 1 CIRCUITO DE PETROLEO CRUDO
INGRESO DEEMULSION
43
FUENTE: PLANTA DE DESHIDRATACIONDE CRUDO - DORINE - 2003
REALIZADO POR: Carlos Mafla H.
44
5.2 CIRCUITO DE AGUA PRODUCIDA
De los dos trenes de la planta la salidas de agua de cada separador y
tratador están conectadas hasta un cabezal que conduce toda el agua
liberada hacia los tanques T-740 y T-750, estos tanques se encuentran
conectados en serie. Recibe el agua el T-750 el flujo y lo entrega al T-740
que alimenta las bombas booster para las de inyección que la envían a los
pozos inyectores, al momento se inyectan 130000 barriles al día a un
presión de 1800 psi. La zona de inyección es la misma zona productora, la
M-1.
Como hemos visto en la descripción de los equipos de la planta, existen
catorce bombas centrífugas booster que alimenta con una presión de 250
psi a las ocho bombas multi etapa marca Reda y a las cuatro bombas
Centrilift.
En la Figura Nº 2 se observa un diagrama del circuito de agua producida.
T-740
T-750
V-110
V-120
V-130 V-810
V-800
ENTRADA DE EMULSIONDESDE POZOS
BOOSTER DE AGUA
P-521A
P-520H
P-520A
P-530A
P-530H
P-531D
A POZOS
TANQUES DE AGUA
P-521F
BOMBAS DEINYECCION
CIRCUITO DE AGUA PRODUCIDAFIGURA # 2
45
FUENTE: PLANTA DE DESHIDRATACION DECRUDO - DORINE 2003
REALIZADO POR: Carlos Mafla H
46
5.3 CIRCUITO DE GAS
Cada separador tiene una salida de gas que se libera al ingresar a los
mismos, estas salidas se conectan a un cabezal único que alimenta la
succión de los compresores de gas, que trabajan a 25 psi. Los mismos que
envían el gas a la planta de generación eléctrica con 400 psi de descarga,
ubicada a siete kilómetros de la planta.
La presión de trabajo de lo separadores de caída libre es de 38 a 40 psi, con
ello hay una diferencia de aproximadamente 20 libras con relación a la
presión en el múltiple de entrada a la planta, esto permite una liberación de
gas que se conduce a la succión de los compresores de gas. Igual pasa con
los tratadores electrostáticos que tienen una diferencia de presión de 10
libras con respecto a los separadores de caída libre, lo que libera el gas
remanente en el petróleo al mismo cabezal de succión de los compresores,
en forma automática por las válvulas controladoras de presión que tiene
cada separador.
La presión de trabajo para la succión de los compresores generalmente está
en 25 libras, está nos permite encender los compresores para el envío del
gas a las turbinas con un presión de descarga de 320 libras sobre pulgada
cuadrada.
Los tanques tienen atmósfera positiva interconectada, producida por el
vapor que se libera en los tanques de agua y el gas que no se liberó
completamente en los separadores de caída libre y tratadores, controlada
47
con las dos unidades recuperadoras de vapor, que no son sino compresores
que trabajan a baja presión de succión, entre 2 y 7 pulgadas de agua, y
cuya descarga, 25 psi, alimenta la succión de los compresores mayores.
En caso de algún problema con los compresores de gas, existe una línea
que conduce este gas hacia la tea para su incineración, esta liberación es
controlada por el PLC que sensa la presión en la succión de los
compresores y si es mayor al punto de alarma (40 psi), abre una válvula con
actuador neumático enviando el gas a quemarse. Similar seguridad tienen
las unidades de recuperación de vapor, solo que su alarma de alta presión
de succión se encuentra en 8 pulgadas de agua.
En la figura Nº 3 se aprecia el circuito de gas en la planta.
T-710
T-700
T-720
T-730V-110
V-130
TR-810
TR-800
ENTRADA DE EMULSIONDESDE POZOS
T-740
T-750
V-120
K-630
K-640
K-600A K-600B
TEA
GAS A GENERACION
A TEA
ACOMPRESORES
CIRCUITO DE GASFIGURA # 3
48
FUENTE: PLANTA DE DESHIDRATACION DECRUDO - DORINE - 2003
REALIZADO POR: Carlos Mafla H
49
5.4 CIRCUITO DE QUÍMICOS
La planta tiene instalados los equipos de inyección de químicos en la
entrada de fluido a la misma. Los tipos de químicos que se inyectan
básicamente son:
• Anti-espumante para evitar formación y arrastre de espuma de petróleo
hacia los compresores de gas y hacia la tea. La dosis diaria de este
químico es 16 galones por día. “Pertenece a la familia de químicos
Silicona, algunos de sus componentes son Petroleum naphtha y
Xyleno”28
• Anticorrosivo para protección de toda la planta contra la corrosión. Dosis
diaria es de 12 galones por día. “Sus componentes son patentados, entre
ellos están 2-Butoxietanol y sales de ácido tioglicólico”29
• Bactericida, utilizamos este químico con el fin de evitar la formación de
colonias de bacterias y con ello la presencia de H2S, brindando
protección a la planta, al personal de operación y mantenimiento y a la
vez se evita la contaminación del yacimiento productor. La dosis diaria es
de 30 galones por día. “Pertenece a la familia de aldeidos en mezcla y
amonas cuaternarias, algunos componentes son Glutaraldehide y
Etanol”30
• Empleamos también secuestrante de H2S, para evitar cualquier problema
por depósitos de azufre en las turbinas de generación eléctrica. Con una
28 Hoja de Datos de Seguridad del Material Antiespumante JV-119, Champion Technologies, 1999 29 Hoja de Datos de Seguridad del Material Cortron JRN-301, Champion Technologies, 1999 30 Hoja de Datos de Seguridad del Material Bactron K-100, Champion Technologies, 1999
50
dosis de 8 galones por día se mantiene un contenido de 4 ppm de azufre
en el gas enviado. Lamentablemente no se dispone de mayor
información sobre este compuesto químico.
• Rompedor de emulsión de acción rápida para cuando se tienen
problemas de emulsión en el proceso. Esto se presenta cuando
generalmente falla alguno de los equipos de inyección de rompedor de
emulsión de acción continua utilizado en los pozos. “Pertenece a la
familia Alquirail Sulfonato, son algunos de sus componentes hidrocarburo
aromático, isopropanol, etanol, propanol, xileno”.31
En la figura Nº 4 se aprecian los puntos de inyección de los químicos en la
planta.
31 Hoja de Datos de Seguridad del Material Emulsotron JX-206, Champion Technologies, 1999
ENTRADA DE EMULSIONDESDE POZOS
CIRCUITO DE QUIMICOS APLICADOS AL PROCESOFIGURA # 4
T-710
T-700
T-720
T-730
T-740
T-750
V-110
V-130
TR-810
TR-800
V-120
CRUDO DE VENTA
AGUA AINYECCION
GAS AGENERACION
VRU
COMPRESOR
ROMPE EMULSION
ANTICORROSIVO
BACTERICIDA
ANTIESPUMANTE
ATRAPA H2S
51
FUENTE: PLANTA DE DESHIDRATACION DECRUDO - DORINE -2003
REALIZADO POR: Carlos Mafla H
52
CAPITULO VI
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
• La experiencia nos ha demostrado que mientras mayor sea el tiempo del
contacto entre el rompedor de emulsión de acción continua con la
emulsión, mejor será el resultado obtenido. Esta es la razón por la cual
solamente en las cabezas de los pozos inyectamos el rompedor de
emulsión de acción continua.
• El éxito en la deshidratación del petróleo en la planta depende
grandemente de lograr un adecuado balance de carga en los dos trenes.
Los mejores resultados obtenidos son de 0.4 % de BS&W a la salida de
cada tratador electrostático. Con ello logramos bombear desde el tanque
de entrega con un 0.2% de agua hacia lago agrio.
• Es posible operar con toda la carga disponible un solo tren, el de dos
separadores de caída libre en paralelo, es decir los 170.000 barriles de
fluido por día, pero se desmejora el resultado de la deshidratación
debido a que diminuye el tiempo de residencia del fluido en los diferentes
separadores, logrando un mínimo de 1 a 1.2% de BSW en la salida del
tratador TR-800, lo que implica un bombeo de crudo con 0.8% de
contenido de agua. Esto a pesar de que se considera dentro de
53
especificaciones para bombeo por el sistema SOTE (Sistema de
Oleoducto Trans Ecuatoriano) ya no lo es para el OCP (Oleoducto de
Crudos Pesados), pues el acuerdo de entrega es máximo 0.5% de BSW.
• En ciertas circunstancias, es necesario aplicar demulsificante de acción
rápida para corregir y dar continuidad al proceso de deshidratación y así
mantener la entrega de crudo diaria comprometida.
54
BIBLIOGRAFÍA
• BDR, Dorine 1 Facility Start Up, Canada, Volumenes I a VI, 2000.
• Hall, Lewis W., Petroleum Productions Operations, The University of
Texas at Austin - USA, 1986.
• Berger B. and Anderson K., Petróleo Moderno – Un Manual Básico de
la Industria, . PennWell Publishing Company, USA, 1992.
• Champion Technologies, Hojas de Datos de Seguridad del Material,
USA, 1999.
• Van Dyke Kate, A Primer of Oilwell Service, The University of Texas at
Austin - USA, 1997.
• Horton S. T., Primer of Oil and Gas Measurement, The University of
Texas at Austin - USA, 1993.
• SAIT (Southern Alberta Institute of Technology), Production Facilities
Operations Vol. I, II, III, Canadá, 1999.
• Encan Ecuador, Atentos con el Sulfuro de Hidrógeno, Ecuador, 2003.
• SAIT (Southern Alberta Institute of Technology), Introducción a la
Instrumentación Utilizada en los Procesos, Canadá, 1999.
• Reynolds Jeannette, Reciprocating Gas Compressors, The University
of Texas at Austin - USA, 1982.
• Lester Charles, Ingeniería de Producción de Petróleo, México, 1965.
55
• AEC Ecuador, Dorine 1 Oil Battery Mechanical Flowsheet, Ecuador,
2002.
• Información diaria tomada de parámetros operativos de la Planta
Dorine, Tarapoa – Ecuador, 2003.
56
ANEXO 1 Consta de una página donde se detalla el mapa de alarmas de la planta.
