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Category Archives: Transporte y Almacenamiento de hidrocarburos

CUMPLIMIENTO DE NORMAS EN LOS GASOCENTROS




Existen diferentes estatutos para lo cual los gasocentros y estaciones de servicio están inmersos a obedecer, de otro modo estarían incumpliendo las normas; por tal razón existen ciertas exigencias que deben ser cumplidas:

Los Establecimientos ubicados en zonas urbanas, independientemente de la forma en que el tanque este instalado deberá contar con un mínimo de 2 hidrantes o grifos contraincendios, en un radio no mayor a 100 metros del establecimiento.

En los gasocentros, debe existir un sistema de almacenamiento de bombas contraincendios, y mangueras, para mantener un flujo de 250 gpm por 2 horas. Para los tanques de GLP que no estén soterreados o monticulados, los sistemas de almacenamiento de

ESTACION DE SERVICIO

agua, bombas contraincendios y mangueras también deberá te tener un flujo de 250 gpm por 2 horas. De contar con un sistema de agua contraincendios y bombas accionadas por motor eléctrico, deberá contar con un sistema automático de arranque de la bomba de agua contraincendios, por actuación de los detectores de incendio o fugas. Estos detectores de gases deben estar alejados de gases deben estar alejados de la zona de tanques, de los dispensadores y la toma de llenado.

Los generadores eléctricos deberán estar ubicados a una distancia igual o mayor de 15 metros de los tanques de GLP, y además de estar a prueba de explosión sino se encuentra en una zona aislada de las áreas y dispensadores. Las bombas deberán estar alimentadas independientemente del interruptor general de la instalación, con un generador eléctrico que permita su operación en caso de corte o suspensión de energía eléctrica.

El establecimiento deberá contar como mínimo de 2 extintores portátiles de 12 kgrs de capacidad cuyo agente extintor sea de múltiple propósito ABC (polvo químico seco o base de mono fosfato de amonio y con rating de extinción certificada-UL o NTP 350.062, no menor a 20A: 80BC, ubicados en la isla de dispensadores y el área de tanques. Adicionalmente deberá contar con un extintor rodante de 50 kgrs de capacidad cuyo agente extintor sea de múltiple propósito ABC (polvo químico seco o base de mono fosfato de amonio y con rating de extinción certificada-UL o NTP 350.043, no menor a 40A: 240BC), colocado en el patio de maniobras.

Sobre los Tanques de Almacenamiento, estos en realidad deberán contar con una placa adherida al cuerpo, ubicada en un lugar visible y que contenga la información por la normativa vigente. En esta placa deberá decir:

  • Nombre del Fabricante.
  • Tipo de Acero Utilizado.
  • Porcentaje de radiografiado del 100% de la soldadura.
  • Presión de Prueba Hidrostática.
  • Capacidad total del tanque.
  • Presión de diseño.
  • Presión de Operación.
  • Normas de Diseño y Operación.

Además de ello los tanques de almacenamiento deberán contar con un medidor de nivel con indicador local, un termómetro ubicado en el nivel mínimo del líquido, un manómetro calibrado con conexión a fase vapor, con rango de 0 a 300 psi como mínimo, además de ello estos deben poseer con válvulas de salida de flujo en todas las conexiones de salida de

TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE GLP

GLP excepto en la conexión de la válvula de seguridad. Los tanques de almacenamiento deberán contar con una válvula check en las conexiones de entrada de GLP.

Los tanques de GLP instalados a nivel piso deberán contar con una escalerilla fija metálica o de material no combustible para lectura de medidores. Los tanques deben estar colocados en una zona de seguridad delimitada por una cerca metálica de reja o malla y protegidos por defensas contra impacto y de fácil acceso en caso de presentarse una situación de emergencia. Esta cerca metálica o de reja delimita la zona de seguridad con una altura de 1.70 mts y una máxima de 2 más.

La distancia del punto de carga del tanque de GLP debe ser minina de 3 mts respecto a la proyección del tanque y una distancia de 8 mts entre los puntos de carga de los tanques a los edificios más cercanos.

Cada establecimiento debe de contar con un mínimo de 2 detectores de gases que estén ubicados en el punto de transferencia (isla de despacho y punto de descarga) y en la zona de tanques u otras áreas críticas, así también de un sistema de alarma de detectores continuos en presencia de gases.



TRANSPORTE DE CRUDO PESADO EN PERU




La mayor parte de  Petróleo que se transportará por el Oleoducto Nor Peruano está clasificado como  Crudo Pesado (densidad por debajo de 20° API), por lo que se hace necesario  adecuar este sistema de transporte a fin de transportar dicho crudo. El  proyecto se ha denominado Proyecto de Transporte de Crudos Pesados (PTCP).

El crudo pesado de  los Lotes ubicados en la Selva Norte del Perú, será transportado por el Ramal  Norte del ONP (OLEODUCTO NOR PERUANO) desde Andoas a la Estación 5 y de allí a Bayóvar por el Tramo II.  El Tramo I del ONP (Estación 1 – Estación 5) se usará cuando la empresa Perenco  transporte su producción temprana de 7 MBPD (julio de 2013) por río y lo  entrega al ONP en la Estación 1 (San José de Saramuro), para su traslado a  Bayovar.

El desarrollo del  PTCP se determinará en base al mejor criterio técnico-económico-financiero y  será gestionado de acuerdo al planeamiento programado de la producción. A la  fecha y de acuerdo a los resultados del análisis efectuado el PTCP se  realizaría en dos etapas.

PRIMERA ETAPA:

Para la Primera  Etapa se viene trabajando en función a una producción estimada de 90 a 100  MBPD, que incluiría la actual producción transportada de Pluspetrol (Lotes 8 y  1 AB o 192) más las estimadas de los lotes petroleros de las empresas Perenco,  Repsol, Talismán, Burlington-Conoco y otras, que se vienen desarrollando.  

Por ello, se ha  considerado instalar dos (2) Loops en el Ramal Norte del Oleducto Nor Peruano,

TRANSPORTE DE PRODUCCION TEMPRANA DEL LOTE 67

modificación que permitirá incrementar la capacidad de bombeo y  transporte al volumen arriba indicado. Los Loops serían construidos con tubería  de 24” de diámetro x 38.2 Km de longitud (Estación Morona) y otro x 16.1 Km de  longitud (Estación 5), de acuerdo al resultado del Estudio de Ingeniería  Básica. El monto estimado de la inversión para la Etapa I asciende a $ 71.3 MM  que serían financiados con la banca internacional. Se estima tener lista la Etapa  I para diciembre de 2016 considerando que Perenco estima que a partir de enero  de 2017 entregaría mayor producción de petróleo crudo diluido en la Estación  Andoas para su transporte hasta el Terminal Bayovar.

OBJETIVO DE LA PRIMERA ETAPA:

El objetivo de la Etapa I del  proyecto es transportar la producción de crudo pesado de los lotes 67 de  Perenco y 192, ex lote 1AB,  de Pluspetrol por el Oleoducto Norperuano, hacia el Terminal de  Bayóvar en la costa peruana para su comercialización.

SEGUNDA ETAPA:

La Segunda Etapa  del Proyecto Integral de transporte de crudo pesado en mezcla con diluyente,  alternativa de transporte definida en el Estudio de Factibilidad, se realizará  si las producciones de los lotes de las empresas Perenco, Repsol, Pluspetrol,  Talismán, Burlington-Conoco y otras, superan los 100 MBPD.

ETAPA I PROYECTO DE TRANSPORTE DE CRUDO PESADO

La  ejecución del proyecto integral, aún no tiene fecha estimada de inició y  término. El monto estimado de la inversión de esta Segunda Etapa asciende a $ 912 MM que serían financiados por entidades bancarias o inversionistas internacionales.

BENEFICIOS:

Los principales beneficios del proyecto, en general, son:

  • Incrementar  la rentabilidad del Oleoducto Norperuano al utilizar mayor capacidad de  transporte (actualmente solo se aprovecha el 22,5%).
  • Revertir el  deficit en la balanza comercial de hidrocarburos en el Perú, en línea con los  objetivos del Sector Hidrocarburos, reduciendo las importaciones de crudo y con  la posibilidad de convertir al Perú en un pais exportador de petróleo crudo.
  • Dar el  real valor al crudo descubierto en la Selva, transportándolo a puerto de  embarque.
  • Genera  sinergia con el Proyecto de Modernización de Refinería Talara.
  • Los  beneficios serán recibidos desde el primer día que se brinde el servicio de  transportar las futuras producciones de petróleo crudo pesado diluido. A  mayores volúmenes mayores beneficios.
  • Mayores  impuestos y regalías para el Estado, derivados de la extracción del petróleo  crudo y por mayores impuestos recaudados por el servicio de transporte prestado  por el Oleoducto.

GAS NATURAL DE CAMISEA EN EL PERU




GAS NATURAL – DEFINICION.

Es un conjunto de hidrocarburos que se encuentra en estado gaseoso o en disolución con el petróleo. El término gas natural son las mezclas de gases combustibles hidrocarburos o no, que se encuentran en el subsuelo donde se hallan asociados con petróleo líquido. El principal constituyente del gas natural es siempre el metano, que representa generalmente entre el 75 y el 95 % del volumen total de la mezcla, razón por la cual se suele llamar metano al gas natural.

Los otros hidrocarburos gaseosos que suelen estar presentes, etano, butano y propano, aparecen siempre en proporciones menores. Entre los constituyentes distintos a los hidrocarburos suelen ser nitrógeno, dióxido de carbono, sulfuro de hidrógeno, helio y argón los más importantes.

Clasificación:

  • Gas natural asociado – como subproducto del petróleo.
  • Gas natural no asociado – sin presencia de petróleo crudo.
  • Gas Húmedo – Camisea, Aguaytia.
  • Gas Seco – Olympic, Sechura.

Es una de las fuentes de energía más modernas, limpias y ventajosas que ofrece a los usuarios beneficios importantes en cuanto a costos, calidad y protección del ambiente.

HISTORIA DEL GAS DE CAMISEA:

En Julio de 1981,  Se suscribió el Contrato de Operaciones Petrolíferas por los Lotes 38 y 42 con la Compañia SHELL, luego de ello entre los años de 1,983 y  1,987  Como resultado de la perforación de 5 pozos exploratorios, la Cia. SHELL descubre los

PROYECTO CAMISEA

Yacimientos de Gas de Camisea. En 1986, SHELL informo sobre los hallazgos comerciales de gas en el área de Camisea. 2 años mas tarde (Marzo 1,988)  Se firmo el  Acuerdo de Bases para la explotación de Camisea entre SHELL y PETROPERU; justo en ese mismo año NO se da por  concluida la negociación del Contrato con la Cia. SHELL , y como consecuencia no llegan a ningún acuerdo.

En Marzo 1,994, se firma el  Convenio para Evaluación y Desarrollo de los Yacimientos de Camisea entre SHELL y PERUPETRO y un año mas tarde La Cia. SHELL entrega Estudio de Factibilidad y solicita a PERUPETRO el inicio de la negociación de un Contrato de Explotación de los Yacimientos de Camisea. En Mayo de 1996, se completó la negociación y se suscribió el Contrato de Explotación de los Yacimientos de Camisea entre el consorcio SHELL/MOBIL y PERUPETRO, así que el Consorcio SHELL/MOBIL comunica su decisión de no continuar con el Segundo Periodo del Contrato, por consiguiente el Contrato queda resuelto en el año de 1998.

La Comisión de Promoción de la Inversión Privada (COPRI) acuerda llevar adelante un proceso de promoción para desarrollar el Proyecto Camisea mediante un esquema segmentado, que comprende módulos independientes de negocios, y  el Comité Especial

TENDIDO DEL DUCTO

del Proyecto Camisea (CECAM) convocó a Concurso Público Internacional para otorgar el Contrato de Licencia para la Explotación de Camisea, y las Concesiones de Transporte de Líquidos y de Gas desde Camisea hasta la costa y de Distribución de Gas en Lima y Callao ocurriendo todo esto en el año de 1999. En Diciembre del 2000, se suscriben los Contratos para el desarrollo del Proyecto Camisea con los consorcios adjudicatarios de los Concursos llevados a cabo por el CECAM.

A inicios de mayo de 2002, se suscribió el contrato de concesión para el transporte y distribución del gas de Camisea a la Costa Peruana, mediante el cual Tractebel se convierte en el tercer operador del proyecto (siendo PlusPetrol y Techint los otros dos). Este paso completa el esquema de desarrollo de Camisea, hasta ese momento con el gas de menor costo en el mundo ( al no trasladarse al costo final lo invertido por el consorcio Shell-Mobil ).

En los yacimientos de San Martin y Cashiriari, conjuntamente conocidos como Lote 88 Camisea, el volumen de gas IN SITU probado es de 8.7 TPC ( trillones de pies cubicos) con un estimado de recuperacion final de 6.8 TCP de gas natural asociados (propano, butano y condensados). En los lotes 56 (Pagoreni) y 57 (Kinteroni)se han hallado reservas probadas de aproximadamente 3 TPC y 2 TPC, respectivamente.

El Proyecto Camisea consiste en la Extraccion del Gas Natural y Liquidos Asociados desde los yacimientos ubicados en la Selva del departamento de del Cuzco, para transportarlos por medio de los ductos; uno de liquidos y otro de Gas Natural , hasta la costa y Lima. Para que este gas llegue a la

EXTENSION DEL GASODUCTO

poblacion, se hace necesario distribuirlo, lo cual esta a cargo de la Compañia Gas Natural de Lima y Callao ( GNLC) y es el tercer eslabon de la cadena del Gas Natural y tambien  se realiza a travez de una red de tuberias enterradas. La Compañia GNLC, es una empresa 100% Belga , TRACTEBEL quien se encargara de la construccion, operacion y matenimiento de la red de distribucion para Lima y Callao. Primero construira un Gasoducto Troncal y sus ramales primarios con un total de 85 km de tuberias, con una capacidad maxima de 7,2 MMm3/day. que ira desde el City Gate de Lurin hasta la Central Termica de Ventanilla en el Callao. Actualmente (2013) esas obras quedaron ejecutadas y la distribucion del gas llega a cubrir a un sector de las familias ( Consumo Domestico).

Observacion:

La exploración realizada por la empresa SHELL en un Lote de 2 millones de hectáreas, en la parte sur de la Cuenca Ucayali, durante el período 1981 – 1987, mediante la ejecución de 3,000 kilómetros de líneas sísmicas y la perforación de 5 pozos

CAMPAÑA DE EXPLORACION Y PERFORACION DE SHELL.

exploratorios, permitió que en el área de Camisea se descubrieran dos yacimientos de Gas Natural no asociado, los cuales se denominaron San Martín y Cashiriari. Los mencionados yacimientos se encuentran ubicados en una región de selva tropical conocida como Bajo Urubamba y forman parte del distrito de Echarate, provincia de La Convención, departamento de Cusco. Durante una segunda campaña exploratoria realizada por el consorcio Shell/Mobil, en 1996-1998, se perforan 3 pozos de evaluación y se realizan los estudios necesarios para desarrollar un proyecto de explotación y comercialización del Gas de Camisea.

 

EL PROYECTO CAMISEA REUNE TRES COMPONENTES:

  • Explotación, que comprende la exploración y explotación de las reservas de gas natural en Camisea y su procesamiento en la planta de Malvinas, ubicada en la selva del Cusco, una planta de fraccionamiento de líquidos de gas natural y un terminal marítimo ubicados al sur de Pisco.
  • Transporte, que consiste en el transporte de gas natural desde Las Malvinas hasta el City Gate de Lurín, y el transporte de líquidos de gas natural desde Malvinas hasta la planta de fraccionamiento.
  • Distribución, que consiste en la distribución de gas natural a Lima y Callao.

CARACTERISTICAS DEL TRANSPORTE DEL GAS NATURAL Y GAS NATURAL LICUEFACTADO:

EL Gas Natural se transporta desde los campos o yacimientos hasta las compañias de distribucion o grandes clientes del sector atravez de un SISTEMA DE DUCTOS (SD). Estos son cañerias de gran diametro que operan a elevadas presiones, para tratar de mantener las presiones en un rango estable a lo largo de grandes distancias, se utilizan las Estaciones de Compresion, los cuales estan situadas en Puntos Estrategicos.

El Sistema de Transporte por Ductos (STD) esta formado por 2 tuberias; uno es el GASODUCTO de 729 Kms el cual transporta Gas Natural y el segundo es el POLIDUCTO de 557 kms, que transporta Liquidos del Gas Natural ( LGN) (C3+). dichos ductos se inician en la Cuenca Amazonica del Rio Malvinas, distrito de Echarate, provincia de la Convencion, Cuzco atravesando  la Cordillera de los Andes y llegan a las costas del Océano Pacífico; finalizando en el City Gate de Lurín y en la Planta de fraccionamiento en Pisco, respectivamente.

El sistema de transporte fue diseñado para trasladar 314 millones de pies cúbicos de gas natural (8,9 MMSCMD) y 70 mil barriles de líquidos de gas natural (BPD) por día. A estos se sumó durante el 2009 la construcción de la planta compresora construida en el sector Sierra y el gasoducto paralelo (loop) de 107 km instalado en la Costa. En el caso del gasoducto, una estación de compresión, ubicada en Malvinas y 22 válvulas de bloqueo ubicadas cada 30 kms. aproximadamente- permiten el flujo a lo largo del mismo hasta su destino. Por otro lado, cuatro estaciones de bombeo y tres estaciones reductoras de presión controlan la circulación de los líquidos del gas natural a lo largo de toda la ruta que en su recorrido cruza más de 35 ríos principales, 2 túneles en la zona de sierra (de 251 y 365 metros de largo) y un puente soporte de tuberías sobre el Río Comerciato.

Además, al igual que el gasoducto, cuenta con 19 válvulas con bloqueo por baja presión y sistema de detección de fugas. Para la operación y mantenimiento del STD, TGP cuenta con cuatro bases ubicadas en la selva, sierra y costa: Kiteni, Ayacucho, Pisco y Lurín. Asimismo, los flujos de gas y líquidos, así como las instalaciones, son controlados, en forma automática y en tiempo real, por el Sistema de Control y Adquisición de Datos (SCADA).

MAPA DE LA RED DEL GASODUCTO CUZCO-LIMA

Consorcio de empresas lideradas por Pluspetrol, operadora de la explotación del Lote-88 en Camisea, incluye lo siguiente:

  1. Relevamiento Sísmico 3D (Actividad concluida).
  2. Perforación de pozos exploratorios y de explotación.
  3. Construcción de Ductos de Recolección y Reinyección de Gas.
  4. Planta de Separación de gas/liquidos (Criogénica) en Malvinas.
  5. Planta de Fraccionamiento y la construcción de un Terminal Marítimo para exportación de productos en Pisco.

Transportadora del Gas del Perú S.A. (TGP), operadora de los sistemas de Transporte de Gas y Transporte de Líquidos de Camisea a la costa, a través de ductos.

Gas Natural de Lima y Callao S.R.L. (GNLC), operadora del Sistema de distribución del Gas Natural por red de ductos en Lima y Callao. Red de distribución desde el City Gate en Lurín, hasta la Estacion  Terminalen Ventanilla.

CLIENTES INICIALES:

Para desarrollar el proyecto Camisea se firmaron contratos con las primeras empresas interesadas en trabajar con gas natural, a éstas se les denominó ‘Clientes Iniciales’, los mismos que contrataron cantidades especiales de gas natural a un menor precio. La demanda de los Clientes Iniciales de Camisea hizo posible el desarrollo del proyecto. Estas empresas son las siguientes:

  • Electroperú (empresa que cedió su pocisión contractual a ETEVENSA).
  • Alicorp.
  • Sudamericana de Fibras.
  • Cerámica Lima.
  • Vidrios Industriales.
  • Corporación Cerámica.
  • Cerámicas San Lorenzo.

VENTAJAS DEL GAS DE CAMISEA:

  • Ventajas Ambientales: Facilita el cumplimiento de exigentes normas ambientales y la baja emisión de contaminantes en su combustión.
  • Ventajas Económicas: El gas natural es el combustible de menor precio y permite obtener importantes ahorros en relación con otros combustibles.
  • Ventajas Operacionales: No requiere almacenamiento, no requiere preparación previa a su utilización, los equipos son fáciles de limpiar, el rendimiento del gas es mayor que al de otros combustibles.
  • Ventajas de Mantenimiento: El control, la limpieza, y la verificación de los equipos utilizados en el mantenimiento del gas se realiza en menor tiempo y con mayor precisión que los de cualquier otro combustible.

RESUMEN:

El Sistema de Transporte por ductos (STD) de TGP está formado por dos tuberías: un gasoducto de 729 kms. que transporta Gas Natural (GN) y un poliducto de 557 kms. que transporta Líquidos de Gas Natural (LGN). Ambos ductos se inician en  la cuenca Amazónica del río Malvinas, departamento del Cusco, atraviesan la Cordillera de los Andes y llegan a las costas del Océano Pacífico; finalizando en el City Gate de Lurín y en la Planta de fraccionamiento en Pisco, respectivamente.

El gas natural llegará a la Planta de licuefacción mediante un ramal que se conectará en la zona de Chiquintirca en Ayacucho, al gasoducto existente de TgP que va de Camisea a Lima.

Con una longitud de 408 kilómetros, el gasoducto atraviesa 100 kilómetros de desierto costero y 308 kilómetros de grandes montañas en la Cordillera de los Andes en donde llega a su punto más alto en los 4,901 metros sobre el nivel del mar. El gasoducto permitirá llevar el gas natural hasta la Planta de licuefacción en la costa y estará completamente enterrado a una profundidad aproximada de un metro.

PLANTA DE LICUEFACCION-PERU

PROCESO CAMISEA – PROCESOS REALIZADOS EN PLANTA MALVINAS

La Planta Malvinas está localizada a orillas del río Urubamba, 500 km al este de Lima. Esta planta está diseñada para procesar 1160 MMPCD de gas natural proveniente de los Lotes 56 y 88; y comprende las Unidades de Separación, Deshidratación, Criogénica, Estabilización y Reinyección. Consta de 4 trenes criogénicos: 2 trenes de 220 MMPCD cada uno y 2 trenes de 360 MMPCD cada uno; y dos Unidades de Estabilización de Condensados de 25 000 BPD cada una. Se pueden dividir sus operaciones en 4 etapas o procesos.

  • Separador de liquidos (slug Cutcher).
  • Estabilizacion de Condensados.
  • Deshidratacion.
  • Turboexpansion Criogenica.
  • Recompresion.

 

DIAGRAMA DE FLUJO DEL PROCESO DEL GAS NATURAL

  • SEPARADOR DE LIQUIDOS:

Las unidades involucradas en el proceso son:

  • Tubo de entrada del Slug Cutcher.`
  • Separador de Slug Cutcher.
  • Receptores de Chanchos de Gas y Liquidos.

El gas proveniente de los pozos productores llega a la planta mediante tuberias a 1300 psig y 110′F. El gas con algunos liquidos atraviesa un slug Cutcher del tipo de tubos multiples de retension, cuya finalidad o funcion es recolectar y retener los bolsones de liquidos que llegan a la planta . Posteriormente, un separador bifasico se encarga de separar los liquidos de la fase gaseosa.

El gas que sale del separador se envia por un colector de gas humedo hacia el area de deshidratacion. El condensado liviano y el agua provenientes del slug cutcher se combinan con los liquidos de un colector de liquidos y se envia al area de Estabilizacion de Condensados. Los liquidos provenientes de los separadores de produccion de dos fases llegan a la planta por medio de la tuberia a 500 psig y 100·F y son directamente conducidos al area de estabilizacion de Condensados.

SLUG CUTCHER:

Son dispositivos instalados en puntos intermedios o

SLUG CUTCHER

finales de un ducto utilizados para absorver las fluctuaciones de los flujos del gas por las fluctuaciones del nivel liquido. Un slug Cutcher puede ser un recipiente o ductos, que permite a tiempo de residencia para la separacion vapor liquido.

 

Mecanismo de generacion del Slug:

Los mecanismos identificados de formacion de una onda de la interfase de flujo estratificado. Cunado la onda del liquido crece lo suficiente para atravesar el diametro total de la tuberia, el flujo estratificado se rompe y se forma un flujo slug. Pequeños  slugs no representan problemas operacionales pero slugs mayores no son deseados por varias razones:

  1. Grandes slugs producen condiciones de flujo oscilante que generan esfuerzos sobre el equipo. Grandes variaciones de flujo pueden resultar en tropiezos o paradas de las instalaciones de recepcion. Da mas importancia, los slugs mayores aumentan significativamente la caida de presion sobre el ducto, por cosiguiente se reduce el regimen de produccion.
  2. Slugs pueden formarse por los efectos del terreno. El liquido se colecta en una zona de depresion del a tuberia y bloquea el flujo de gas. La presion del gas bloqueado aumenta hasta que sopla el liquido acumulado en la depresion fuera del slug.
  3. Cambios en el regimen de entrada de flujo a las tuberias pueden tambien causar slugs. Cuando el flujo de entrada aumenta, el inventario de liquido en el ducto disminuye y el excesso de liquido forma un slug o series de slugs. Finalmente, el desplazamiento con pigs (chanchos) tambien pueden causar grandes slugs de liquidos conforme el inventario total de liquido de la linea es arrastrada delante del pig.

El Separador Slug Cutcher consiste de varios modulos, cabezal de distribucion, camaras de separacion, elevador de gas seco, manifold de sludge y liquidos. Cabezal de distribucion, recibe la corriente de gas/ liquido de ingreso y las divide en pequeñas corrientes para permitir un flujo uniforme dentro de las camaras de serparacion. Camaras de Separacion, sirven para obtener la mayor separacion del gas y liquido. La longitud , diametro,y numero de camaras esta en funcion del flujo de gas, composicion del gas y condiciones de presion y temperatura del gas. Elevador de Gas, permite entregar el gas separado al sisteman gaseoso del proceso.

Algunos sistemas incluyen una zona de alamcenaje de liquidos a la presion del sistema. El manifold de liquidos y sludge provee la distribucion del agua y aceite al sistema liquido del proceso.

Desplazamiento con Pigs:

Los pigs son dispositivos que se introducen en el ducto y permiten cumplir los siguientes objetivos:

  • Trabajos de  limpieza ( remocion de liquidos, solidos, semisolidos, etc).
  • Separacion de fluidos ( interfase entre productos).
  • Inspeccion interna (medicion de geometria del ducto, monitoreo de curvatura, deteccion de corrosion, deteccion de fugas, inspeccion fotografica).

Remueven agua para minimizar corrosion ya que el agua se acumula en puntos bajos. Estos dispositivos son tambien utilizados para mejorar la performance entre el rate de flujo y la caida de presion en el ducto. El agua o hidrocarburo liquidos que se depositan en las depresiones de las tuberias constituyen bloqueos parciales que aumentan la caida de presion.

Los pigs pueden remover estos liquidos y mejorar la eficiencia del ducto y tambien pueden ser usados como un medio de limitar el diametro de los slug cutcher requeridos. Su paso a intervalos frecuentes puede reducir el inventario de liquidos en el ducto y el tamaño de slug puewde ser limitado. El tamaño del slug  cutcher requerido corriente abajo debe tomar en cuenta la frecuencia de paso de pigs.

Los riesgos operacionales asociados con el paso de pigs puede ser : arrastre de grandes slugs delante del dispositivo puede afectar instalaciones corrientes abajo. Asimismo, pueden ocasionalmente ser destruidos en el ducto y losa segmentos resultantes pueden dañar las conexiones o equipos corriente abajo. Aun peor, pueden llegar a adherirse en el ducto y requiere una parada costosa para su ubicacion y retiro.

  • ESTABILIZADOR DE CONDENSADOS:

El objetivo de esta seccion del proceso es separar los componentes mas livianos y el agua del condensado que proviene de la fase de separacion primaria.Los condensados livianos ( hidrocarburos y agua) provenientes de la fase de separacion

ESTABILIZADOR DE CONDENSADOS

primaria se flashean en el Separador de Condensados. El liquido remanente del tambor de evaporacion instantanea esta entre la parte superior de la columna estabilizadora, despues de pasar a travez del intercambiador de alimentacion. Esta columna estabilizadora es una columna de platos que funciona con temperatura y la provision de calor se obtiene de un intercambiador de calor, siendo el aceite caliente el medio de calefaccion utilizado.

El Condensado Estabilizado obtenido de la parte interior de la columna estabilizadora con una presion de descarega de hasta 180 psig se enfria en el Enfriador de Condensados y se pasa al sector de alamcenamiento presurizado de liquidos. Este condensado y el LGN proveniente de el sector criogenico luego son bombeados , medidos y entregados al poliducto que los transporta a Loberia.

Los gases provenientes del separador de condensados, del tanque de evaporacion instantanea del condensado y de la torre estabilizadora son comprimidos antes de ser enviados a la etapa de deshidratacion. El agua de produccion separada en el separador de condensados se envia a un sistema de tratamiento de efluentes liquidos a travez de un sistema de drenaje presurizado.

  • DESHIDRATACION

Como se alcazan temperaturas muy bajas (-100·F) en las fases de turbo expansion criogenica, es necesario disminuir el contenido de agua de la corriente de gas a valores muy bajos para evitar formacion de hidratos. Para alcanzar los valores de agua requeridos de contenido de agua, se utilizaram un sistema de Deshidratacion con Glicol y Sistemas de Deshidratacion con Tamices Moleculares. El sistema con Glicol removera un 90-95% del agua procedente del gas de alimentacion, mediante un contactor de glicol. El Glicol rico en agua sera regenerado antes de regresar al contactor. Esta regeneracion se realiza mediante un intercambiador que utiliza aceite caliente, eliminadose el agua mediante evaporacion y luego de ser condensado va al sitema de tratamiento de efluentes. Antes de la regeneracion, la corriente de Glicol pasara a un separador glicol/hidrocarburo con tamices moleculares donde se elimina el agua remanente a menos de 0.1ppm. Dos de los tamices estan en modo de absorcion y uno en regeneracion.

El gas deshidratado  es enviado al sistema de turbo de expansion despues de pasar a traves de filtros de polvo. Para la regeneracion de los tamices moleculares se utiliza una pequeña corriente de gas residual de la salida de la etapa criogenica. Este gas se calienta a 260·C.

  • TURBO EXPANSION CRIOGENICA:

En este proceso, la mayor parte del propano a hidrocarburos pesados se separan del gas de entrada. El gas antes de ingresar a los expensores se enfria mediante un intercambiador

PLANTA DE PROCESAMIENTO-MALVINAS

con corrientes frias. El liquido producido se separa y el gas ingresa a los expansores donde se expande de aproximadamente 1250 psig hasta 400 psig. Se produce un enfriamiento del gas y la produccion de condensados, este corriente de dos fases ingresa al Deetanizador para la separacion de gases y liquidos. Por los fondos de la Deetanizadora salen el propano y mas pesados; libre de metano, etano y componentes inertes. La mezcla denmominada LGN se enfria en el enfriador de aire y se transfiere a almacenaje y posteriormente a la estacion de bombeo.

El gas sale de la mitad de la torre pasa por el Condensador de Reflujo donde se condensa parcialmente e ingresa al separador de reflujo. El liquido se envia desde 370 psig hasta 470 psig para reinyeccion de pozos.

Turboexpansores: Los Turbo Expansores (TE) son equipos rotativos  que trabajan a velocidades entre 10000 a 50000 rpm, y eliminan energia del gas (por expansion), aumentando su emfriamiento y alcanzando temperaturas menores que las obtenidas a simple expansion adiabatica. Los condensados de los expansores van a fraccionamiento por cuyos fondos se obtiene el producto deseado. Generalmente,  se recupera 90% del Etano de la carga y el 100% del Propano y mas pesados.

La carga del gas primero se deshidrata para evitar la formacion de hidrators. La carga seca se enfria a travez de intercambiadores con gas residual proveniente de la fraccionadora. Los liquidos condensados se spearan y envian a la fraccionadora, los gases pasan a travez del expansor antes de ingresar a la fraccionadora. La composicion final del producto se obtiene modificando la presion de salida del expansor o variando las condiciones de presion o temperatura del tope de la fraccionadora. Las capacidades de plantas de recuperacion varian de 30-1500 MMPCDS ( MM pies cubicos por dias).

  • SISTEMA DE RECOMPRESION:

Tiene como finalidad suministrar la compresion necesaria del gas para su inyeccion en el gasoducto, hasta una presion de 2130 psig en el punto de ingreso al gasoducto.Consta de 2 unidades de servicios y una unidad de reemplazo. El gas remanente que inyecta al ducto se comprimira hasta 4000 psig para reinyectarlo en el yacimiento a travez de pozos de inyeccion.

En la Planta Malivanas se obtienen los siguientes productos:

  • Gas Natural Seco que es transportado hasta la ciudad de Lima a través del Sistema de Transporte de Gas Natural de la empresa. Transportadora de Gas del Perú (TGP). Parte del Gas Natural Seco producido es reinyectado al yacimiento.
  • La parte del Gas Natural Seco que no es transportado por TGP es reinyectado al yacimiento del Lote 88.
  • Líquidos de Gas Natural que son transportados hasta la Planta de Fraccionamiento de Pisco por TGP.

TIPOS DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE HIDROCARBUROS

El almacenamiento continua siendo una actividad indispensable en el transporte y manejo de hidrocarburos. La seleccion del tipo y tamaño de tanque esta regida por la relacion produccion-consumo, las condiciones ambientales, la localizacion del tanque y el tipo de fluido a almacenar.

DEFINICION DE TANQUE DE ALMACENAMIENTO

Cualquier tipo de almacenamiento con una capacidad superior a 60 gls USA.

TANQUE DE ALMACENAMIENTO

Todos los tanques, sean fabricados en taller o en campo deberan ser probados antes de que sean puesto en servicio, dichas pruebas se efectuaran segun las partes aplicables de la norma de la que fueron fabricados.

  • En los tanques atmosfericos, tanques refrigerados o de baja presion, a la terminacion del fondo, se hara una prueba de fugas por medio de una cja de vacio u otro medio.
  • Despues de que se haya terminado la construccion, el alivio de esfuerzos, los examenes, radiograficos y otras operaciones similares, todos lostanques se someteran a pruebas neumaticas e hidrostaticas para probar la estanqueidad y seguridad del cilindro. Se comprobara tambien la estanqueinidad de las soldaduras y de todos los accesorios del techo. Tambien se verificara que las valvulas de presion y vacio operen a las presiones deseadas.
  • En los tanques y recipientes a presion despues de la inspeccion los equipos seran probados hidrostaticamente en su posicion de operacion, segun las normas ASME.

TANQUE ATMOSFERICO

Tanque de Almacenamiento que ha sido diseñado para operar a presiones  desde la atmosférica hasta presiones de 1,0 psig ( de 760 mm Hg hasta 812 mm Hg) medidos en el tope del Tanque. Los tanques atmosfericos no podran ser usados para el almacenamiento de liquidos a temperaturas iguales o mayores a su punto de ebullicion.

TANQUE ATMOSFERICO

Otra definicion sobre los tanques atmosféricos es, que  serán usados para líquidos que tienen hasta una máxima presión de vapor de 0.914 Kg/cm2 abs (13 psia) a nivel del mar. Por cada 300 metros de elevación la máxima presión de vapor deberá ser reducida en 0.035 Kg/cm2 abs (0.5 psia). Los principales tanques atmosfericos son de techo flotante y de techo fijo.

  1. TANQUE ATMOSFERICO DE TECHO FIJO:  Aquel que puede tener techo autosoportado o por columnas, la superficie  del techo puede tener forma de domo o cono. El Tanque opera con un espacio para  los vapores, el cual cambia cuando varía el nivel de los líquidos.

    TANQUE ATMOSFERICO DE TECHO FIJO

    El Tanque  de techo fijo es usado para almacenar líquidos en razón a que no es exigido. El tanque posse ventilaciones en su techo, el cual permiten la emisión de vapores y que el interior se mantenga aproximadamente a la presión atmosférica pero produciéndose pérdidas de respiración. Los tanques de techo fijo son usados para almacenar líquidos en los cuales los tanques de techo flotante no son exigidos.

  2. TANQUE ATMOSFERICO DE TECHO FLOTANTE: Estos tanques tienen gran aceptación debido a que reducen las perdidas por vaciado y llenado, esto se logra ya sea eliminando o manteniendo constante el espacio destinado a vapores, arriba del nivel del líquido. La pared y techo son de acero y su construcción es semejante a los ya mencionados.

    TANQUE ATMOSFERICO DE TECHO FLOTANTE

    El techo flota sobre el líquido eliminandose el espacio para los vapores; la forma más simple de este tipo de tanque se representa en el siguiente grafico.  Para tanques de techo flotante, la altura a la cual debe considerarse sera la distancia del fondo del tanque hasta la maxima altura de llenado. Ademas para estos tipos de tanque, el diseño preveera que no ocurran daños al techo del tanque en la ocurrencia de sobrellenados, adicionalmente se  preveera una extension del cilimdro para acomodar el techo flotante. Los tanques de pontones anulares y el de techo de doble capa, son algunos variantes de este tipo de tanques. La Figura IV.3 muestra los rasgos más importantes de éstos. El sello es de suma importancia especialmente en este tipo de tanques, ya que el hecho de que el techo sea móvil favorece a la fuga de vapores. El sello entre la pared y el techo móvil se logra por medio de zapatas que están presionadas contra la pared por medio de resortes o contrapesos, con una membrana flexible atada entre la zapata y la cubierta del techo. Existen otros tanques de techo flotante pero son menos empleados. Los tanques de techo flotante son usados a continuacion.

  •  Almacenamiento de líquidos con Presión de Vapor Reid mayor a 0.281 Kg/cm2 abs (4 psia).
  • Cuando el líquido es almacenado a temperaturas cercanas en 8.3oC (15oF) a su punto de inflamación o a temperaturas mayores.
  • En tanques cuyo diámetro excede los 45.0 metros y sean destinados a almacenar líquidos de bajo punto de inflamación.
  •  Almacenamiento de líquidos con alta presión de vapor que son sensitivos a degradación por oxígeno.

TANQUE A PRESION: Los tanques a presión son utilizados para líquidos con presión de vapor mayor o igual a 0.914 Kg/cm abs (13 psia) a nivel del mar, los principales tipos de tanques a presión son recipientes cilíndricos y esferas.

  • Los recipientes cilíndricos son de acero, se usan para almacenar cualquier gas licuado a su temperatura crítica y presión requerida. Su montaje en posición horizontal se hace sobre dos o más apoyos y si es en posición vertical se hace sobre un fuste. Se consideran económicos almacenamientos con dimensiones de hasta 4.50 metros de diámetro y capacidades de agua de hasta 800 metros cúbicos.
  • Las esferas son otra forma de almacenar líquidos similares. Consisten de un recipiente esférico formado por gruesas paredes de acero, con seis o más aportes o columnas. Se consideran económicas las esferas con capacidad de agua a partir de los 800 metros cúbicos.
TANQUE DE BAJA PRESION

Almacenamiento diseñado para mantener una presion interna mayor a 0.035 Kg/cm2, pero menor de 1.055 kg/cm2 medidos en la parte superior del tanque. Estos tanques de baja presion deben construirse de acuerdo con normas de diseño reconocidas. Los tanques de baja presion pueden construirse con el API 620.

TANQUES REFRIGERADOS

Los tanques de almacenamiento refrigerados son utilizados para almacenar gases licuados, en rangos del etileno al butano, que tienen un punto de ebullición entre -126.6°C a -1.1°C (-260°F a +30°F). Los principales tipos de tanques refrigerados son: recipientes a presión, esferas a presión y tanques cilíndricos verticales. Los recipientes a presión refrigerados se utilizan para el almacenamiento de gases a alta presión como GLN u otros gases criogénicos para los que el almacenamiento a presión a temperatura ambiente no es factible. Límites prácticos de estos recipientes son de 4.5 metros de diámetro.

  • Las esferas a presión refrigeradas se utilizan para almacenar volúmenes intermedios de líquidos.
  • Tanque cilíndrico vertical refrigerado es la forma más común de almacenar grandes volúmenes de líquidos refrigerados. Puede ser de paredes simples o dobles. El de pared simple es similar a los tanques atmosféricos, excepto que dispone un fondo plano; la cara exterior del cilindro tiene un aislamiento térmico y el techo puede ser en forma de domo o de sombrilla, para operar con presiones ligeramente mayores a la atmosférica de 0.035 a 0.105 Kg/cm  (0.5 a 1.5 psig).
  • Los tanques de pared doble se asemejan a los tanques atmosféricos, excepto que el cilindro está compuesto por dos paredes concéntricas con un material aislante que ocupa el espacio anular, el que se encuentra a una ligera presión positiva mediante el uso de un gas inerte como el nitrógeno.

Observaciones:

    • Debe permitirse que los tanques atmosfericos construidos y diseñados de acuerdo con la Norma API 650 operen a presiones comprendidas entre la atmosferica y 1 lb/pulg2 manometrica ( 6.9 kpa).
    • Debe requerirse un analisis basado en los criterios de la buena practica de la ingenieria para cualquier tanque que se use a presiones superiores a 0.5 lb/pulg2 manometrica (3.5 kpa) para determinar de que el tanque pueda soportar presiones elevadas. en ningun caso se debe permitir que los tanques atmosfericos operan a presiones superiores a 1 lb/pulg2 manometrica (6.9 kpa).
    • Debe permitirse que los tanques de baja presion y los recipientes de presion se empleen como tanques atmosfericos. Los tanques atmosfericos no deben usarse para almacenar liquidos a una temperatura igual o superior a su punto de ebullicion.
    • Las conexiones de llenado de todos los tanques deben ubicarse al interior de los linderos de la propiedad y deberan disponer de sistemas de contencion de posibles derrames (tipo spill containers) debidamente protegidas no se permite el uso ni la interrupcion de la via publica para el trasegado de los combustibles desde los vehiculos tanques.