EQUIPOS E INSTALACIONES OPERATIVAS PARA

TRANSPORTE DE GAS

Elaborado por: Ing. David M. Rivas

RECOMENDACIONES PARA APROVECHAR AL MAXIMO EL CONOCIMIENTO

Nadie tiene la verdad absoluta, mucho menos el instructor.

Ninguna pregunta es tan tonta como para no hacerla, lo tonto seria quedarse con la duda.

Sino lo has visto también es posible que exista.

El que esta dispuesto a enseñar, aprende dos veces.

Todos somos iguales, el objetivo es interactuar.

Este curso no te hace experto, solo te enseña que queda mucho mas por investigar y aprender.

AGENDA

Introducción y Presentación del InstructorEquipos MecánicosInstalaciones OperativasEstaciones de Recolección Estaciones de FlujoPlantas de Compresión

Duración del Taller : 8 Horas

Ing. David M. Rivas

INSTALACIONES OPERATIVAS

ESTACIONES DE RECOLECCION

ESTACIONES DEFLUJO

LINEAS DE TRANSMISION

PLANTACOMPRESORA

INTRODUCCION

Ing. David M. Rivas

PRINCIPALES EQUIPOS EN INSTALACIONES OPERATIVAS

INTRODUCCION

Ing. David M. Rivas

FIN FAN COOLERS - AEROENFRIADORES

Básicamente son intercambiadores de calor por ventilación forzada, diseñados bajo la Norma API-661.Los aeroenfriadores o Fin Fan Coolers son de uso cada vez más frecuentes en instalaciones industriales, en reemplazo de los enfriadores por agua ya que eliminan la necesidad de agua y su tratamiento, evitan problemas de corrosión e incrustación en casco y tubos, son de fácil y rápida reparación y/o reposición minimizando los tiempos de mantenimiento, se logra un control de temperatura más exacto y por último eliminan el problema de contaminación ambiental que producen las torres de enfriamiento por agua.Un enfriador por aire consta principalmente de las partes señaladas en la figura mostrada a continuación

AEROENFRIADOR DE TIRO FORZADO

TUBOS ALETADOS

EQUIPOS ESTATICOS

Ing. David M. Rivas

TIRO FORZADO Y TIRO INDUCIDO - AEROENFRIADORES

Ing. David M. Rivas

FIN FAN COOLERS – PARTES PRINCIPALES

Ing. David M. Rivas

Ing. David M. Rivas

FIN FAN COOLERS – HAZ TUBULAR

Ing. David M. Rivas

INTERCAMBIADORES CONCHA Y TUBO (SHELL AND TUBE)

Ing. David M. Rivas

HAZ DE TUBOS – TUBE BUNDLE

Ing. David M. Rivas

CLASIFICACIÓN TEMA (TUBULAR EXCHANGER MANUFACTURER ASOCIATION)

Ing. David M. Rivas

TANQUES DE ALMACENAMIENTO

ATMOSFERICOS

PRESURIZADOS

DONDE SE UTILIZAN LOS TANQUES ATMOSFERICOS EN PLANTAS DE GAS ???

Ing. David M. Rivas

Ing. David M. Rivas

TANQUES API 650

Ing. David M. Rivas

Ing. David M. Rivas

SEPARADORES

El flujo que se obtiene de un yacimiento petrolífero, por lo general, es multifásico. La separación física de estas fases es una de las operaciones fundamentales en la producción, procesamiento y tratamiento de los crudos y del gas natural.

Los fluidos que se generan son, en su mayoría, mezclas complejas de hidrocarburos, agua, partículas de arena y contaminantes. En el recorrido desde el yacimiento hasta las instalaciones superficiales, se reducen la presión y la temperatura de estos fluidos, haciendo posible la separación del gas de los hidrocarburos en estado líquido. Los regímenes varían desde uno monofásico líquido hasta varios tipos multifásicos y, en algunos casos, completamente gaseosos.

Para diseñar separadores y depuradores es necesario tomar en cuenta los diferentes estados en que se pueden encontrar los fluidos y el efecto que sobre éstos tengan las distintas fuerzas físicas. El propósito principal del proceso es separar los diversos componentes (crudo, gas, agua y contaminantes), con el fin de optimizar el procesamiento y comercialización de algunos de ellos (crudo, gas).

El separador representa la primera instalación del procesamiento. En esta sección se estudian los principales requisitos para lograr una separación adecuada y se analiza la

influencia de algunas de las fuerzas físicas en la obtención de un buen diseño.

SEPARADORES HORIZONTALES SEPARADORES VERTICALES

RECIPIENTES A PRESIÓN

Ing. David M. Rivas

SEPARADORES DE ENTRADA EN UNA ESTACION DE FLUJO

SEPARADORES DE DESVIO DE PLANTA (KOD)

Ing. David M. Rivas

PARTES PRINCIPALES EN LOS SEPARADORES

Ing. David M. Rivas

FUNCIONES DE UN SEPARADOR

• Permitir una primera separación entre los hidrocarburos, esencialmente líquidos y gaseosos.

• Refinar aún más el proceso, mediante la recolección de partículas líquidas atrapadas en la fase gaseosa.

• Liberar parte de la fracción gaseosa que pueda permanecer en la fase líquida.

•Descargar, por separado, las fases líquida y gaseosa, para evitar que se puedan volver a mezclar, parcial o totalmente.

Ing. David M. Rivas

SECCIONES DE UN SEPARADOR

Primera sección de separación:

Comprende la entrada de los fluidos al separador. Esta sección permite absorber la cantidad de movimientos de los fluidos de la alimentación. En ella también se controla el cambio abrupto de la corriente, lo que produce una separación inicial. Generalmente, la fuerza centrifuga originada por su entrada tangencial en el envase remueve volúmenes apreciables de líquido y reorienta la distribución de los fluidos.

Ing. David M. Rivas

Sección de las fuerzas gravitacionales:

En esta parte, las fuerzas gravitacionales tienen una influencia fundamental. Las gotas del líquido que contiene el gas son separadas al máximo. Este proceso se realiza mediante el principio de asentamiento por gravedad. En este caso, la velocidad del gas se reduce apreciablemente. En algunas ocasiones, en esta sección se usan tabiques y otros tipos de extractores de niebla, con el fin de controlar la formación de espuma y la turbulencia.

Ing. David M. Rivas

Sección de extracción de neblina:Aquí se separan las minúsculas partículas del líquido que aún contiene el gas,

después de haber pasado par las dos secciones anteriores.

Ing. David M. Rivas

Ing. David M. Rivas

Sección de recepción de líquidos.

Esta parte se diseña sobre la base del lapso que un pequeño volumen del liquido permanece en el separador, el cual se denomina tiempo de retención y debe ser tal que permita la salida del gas atrapado en el fluido. Para un separador de tres fases, el tiempo de retención debe ser suficiente para hacer posible la separación del crudo en el agua y viceversa. Cuando la emulsión se mueve a lo largo del separador, el agua debe quedar libre de petróleo y el crudo, libre de góticas de agua. El diseño obliga a que el tiempo de permanencia del crudo en el recipiente sea mayor que el lapso requerido para que cada una de las fases quede completamente limpia.En cualquier recipiente es factible que, al descargar los fluidos por la parte inferior, se forme un vórtice, el cual es un remolino originado en el separador por efectos de la rotación de los fluidos. Puede aparecer espontáneamente, cuando se abre la válvula para descargar líquido o como consecuencia de una rotación inducida. Al producirse el remolino, el fluido tomará la apariencia de un embudo que descarga el gas por la parte inferior y el recipiente ya no actuará como separador. Es lógico que deban colocarse mecanismos capaces de evitar la formación de los remolinos.

Ing. David M. Rivas

Ing. David M. Rivas

Una bomba es una máquina que utiliza energía para incrementar la presión de un fluido para moverlo desde un punto a otro de una conducción rígida.

BOMBAS CENTRIFUGAS – API 610 / ASME B 73.1 / NFPA 20

MOTOR

SKID

ACOPLE

MEDIDOR DE LUBRICACIÓNDESCARGA

SUCCIÓN

CARCASA

DRENAJE

BOMBA CENTRIFUGA OH - HORIZONTAL

EQUIPOS ROTATIVOS

Ing. David M. Rivas

CORTE TRANSVERSAL DE UNA BOMBA CENTRIFUGA OH – API 610

DESCARGA

SUCCIÓN

Ing. David M. Rivas

BOMBAS CENTRIFUGAS – BB1

Ing. David M. Rivas

Ing. David M. Rivas

BOMBAS VS1- BOMBAS VERTICALES

Ing. David M. Rivas

COMPRESORES AXIALES API 617

Ing. David M. Rivas

COMPRESORES CENTRIFUGOS – API 617

Ing. David M. Rivas

Ing. David M. Rivas

TURBO COMPRESORES

Ing. David M. Rivas

TURBO COMPRESORES

Ing. David M. Rivas

IMPLANTACIÓN DE TURBO COMPRESORES

Ing. David M. Rivas

INSTALACIONES OPERATIVAS

Definición:Son todas aquellas áreas implantadas, con un fin definido y con equipos instalados

de forma tal que el gas entre y salga de la instalación con condiciones de presión, fase y temperatura requerida para continuar con el proceso de distribución y venta.

A continuación se describirán tres tipos de instalaciones operativas:

Estaciones de Recolección

Estaciones de Flujo.

Plantas Compresoras de Gas

Ing. David M. Rivas

ESTACIONES DE RECOLECCION

Componentes Principales:

Consta principalmente de los siguientes elementos:

Válvula Selectora Multipuerto o Múltiple

Múltiple de Despresurización

KOD

Estaca de Venteo

Trampa de Envió de Herramienta

A continuación se visualizan fotografías de una Estación de Recolección típica

Ing. David M. Rivas

VALVULA SELECTORA MULTIPUERTO (SPIDER VALVE)

ESTACIONES DE FLUJO

Componentes Principales:

Consta principalmente de los siguientes elementos:

Múltiple de Entrada

Separadores

KOD

Estaca de Venteo

Trampa de Envió de Herramienta

Tanques de Almacenamiento

Bombas de Transferencia

A continuación se visualizan fotografías de una Estación de Flujo típica

Ing. David M. Rivas

PLANTAS COMPRESORAS

Componentes Principales:

Consta principalmente de los siguientes elementos:

Equipos de Compresión ( Turbo Compresores / Moto Compresores)

Puntos de Medición para Fiscalización

KOD

Estaca de Venteo

Trampa de Envió de Herramienta

Slug catchers

Paquetes de Gas Combustible

Sistemas para servicios Industriales

Sistemas Contra Incendio

A continuación se visualizan fotografías de una Estación de Flujo típica

Ing. David M. Rivas