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HISTORIA DEL PETROLEO EN EL PERU PARTE 1




La historia del aprovechamiento del petroleo en el Peru empezó hace mas de mil años, cuando los nativos de la costa norte y la sierra sur descubrieron las diferentes propiedades que tenian los afloramientos naturales de Santa Elena (Euador), la Brea de los Cerros de Amotape, en Piura, y las emanaciones de Pirin, en Puno. Diversos hallazgos arqueológicos,

PRIMEROS POZOS PERFORADOS EN EL PERU

asi como testimonios de varios cronistas que acompañaron a los conquistadores, señalan los usos y beneficios del petroleo en el Peru antiguo. Hay referencias del uso de la Brea como amargamasa en las construcciones. Aun, como material para preservar las momias y para el alumbrado de ceremonias. Ademas del uso militar que se le dio en el Peru antiguo. Los afloramientos existentes aun frente a las costas de tumbes, en el Oceano Pacifico, servian tambien como punto punto de referencia en la navegacion. Asi se sabe que cuando los navegantes españoles observaban manchas negras ( petroleo) en el mar, sabian que tenian que enrumbar velas hacia tierra firme porque ya estaban cerca de Peru.

Consolidado el Virreinato, se amplio el uso del COPE y la explotacion de los depositos se convirtio en un monopolio del Rey de España. Una escritura publica de 1702 da cuenta de una consecion referida a los “Ojos de Cope o Brea Blanda que se encuentran en Cerro Prieto que va desde el pueblo y rio de Amotape hasta la ciudad de Tumbes”.

El 1 de Enero de 1782 comenzo el establecimiento de la renta de brea con 6.051 quintales y 94 libras. Los españoles se interesaron de inmediato en los pozos de brea.Con ello llego el barco de vela que requeria de impermeabilizantes y grasas para su cosntruccion y

INTERNATIONAL PETROLEUM COMPANY

mantenimiento. Asi, el calafateo de los barcos y el embreado de las jarcias y aparejos de los veleros crearo un nuevo mercado para la brea y sus productos, los que tambien se utilizaron en curtimbres. Gracias a estas aplicaciones inmediatas, una vez descubiertos los pozos,se decidio su explotacion.

En 1629, el Capitan Martin Alonso`Granadino, que residia en Paita, descubre los campos en Mancora, que le fueron adjudicados en 1642. Pese a que el aprovechamiento del petroleo y la brea no se rigieron por las ordenanzas en Mineria. Las afloraciones de petroleo fueron declaradas propiedades de la Corona y llamados pozos del Rey. Cien años despues de descubiertas y declaradas Patrimonio Real, las explotaciones de petroleo fueron otorgadas en arrendamiento. Los arrendatarios pagaron a la Corona el quinto  osea el 20% de la produccion.

Dos caballeros españoles, Mateo Urdapileta y Mateo Gonzales, fueron autorizados por la Corona a explotar, en 1709 lo que en pocas palabras eran arrendatarios de practicamente todo lo que actualmente es la zona petrolera del Norte Peruano. Las minas de Cope o brea pasaron  por varios arrendatarios, hasta quedar en poder de Don Jose Antonio de La Quintana que las recibio en 1826 recibido como pago por solventar la Guerra de la Independencia.

De La Quintana vendio sus derechos en la mina de brea (no de petroleo que en ese momento no se explotaba) a Jose de Lama. A su muerta su hija Josefa de Lama hereda la hacienda, quien lo llama La Brea y su Viuda, otra porcion se llamo Pariñas. Cuando fallecio la esposa de Don Jose de Lama, las haciendas se fusionaron llamandose LA BREA Y PARIÑAS o HACIENDA LA BREA Y PARIÑAS, como se le conocio mas tarde.

Los primeros trabajos para extraer petroleo no tuvieron exito-realizados por Jose de Lama-. En 1863, el Ing. E.A Prentice de la fabrica de gas de Lima, llego a Zorritos con el equipo y personal necesarios para realizar una excavacion Tubular, asi que el 2 de noviembre de 1863, se inicio la perforacion del primer pozo de petroleo en el Peru y Sudamerica.

REFINERIA LA PAMPILLA

Ese dia es considerado el DIA DE LA INGENIERIA DEL PETROLEO. Luego capitales Estado Unidenses. arrendan Zorritos y se forma la COMPAÑIA PERUANA DE PETROLEO. En 1865, ya se perforaba con tubos de acero y en 1866 se llego a porducir , en tres pozos, 480 barriles por dia. Sin Embargo, las dificultades tecnicas  se aumentaron y los dueños de la propiedad mostraron su desacuerdo con la compañia. Para 1871, se constituyo la Compañia Peruana de Refinacion del Petroleo, sucesora de la Compañia Peruana de Petroleo, que fue la primera empresa refinadora en el pais. Dedicada a la produccion de kerosene construyo una pequeña planta cercana de Berbedero, a orillas del Rio Tumbes, que opero en la zona hasta 1879, año que fue trasladada a Zorritos.

La Hacienda Mancora, conocida como La Brea y Pariñas, y sus yacimientos petroliferos, habian pasado de manos de los de Lama a la familia Helguero. Un juez de la epoca dividio los 1644 km2 que poseia Don Genaro Helguero en 10 pertenencias. Despues de 9 dias, Genaro Helguero cedio sus derechos al ciudadano ingles Herbert Tweddle, un promotor denegocios que habia intentado convertirse en monopolista del oleoducto de Baku. Tweddle, a su vez, se asocio con su compatriota Willian Keswick para celebrar un contrato de arrendamiento por 99 años con la London & Pacific Petroleum Company.

El 1890, Don Alejandro Milne formo la Sub America Pêtroleo y exploro la zona de Lobitos. En 1891, se fundo la Health Petroleum Co., que perforo 3

UBICACION DE LA BREA Y PARIÑAS

pozos y paralizo sus trabajos por falta de fondos. Ese mismo año se forma otra compañia Peru Petroleum Company. Para esa fecha ya se habian formado 14 empresas destinadas a explotar petroleo, las cuales 12 operaron en el norte. En 1901, la compañia Lobitos hizo su primera perforacion en el campo del mismo nombre, y luego llego hasta Cabo Blanco. En 1911, La London Pacific trabajaba en la propiedad de Tweddle y Keswick, dividida en 10 pertenencias, comprendia la Brea y Pariñas.

Los negocios de la London Pacific llamaron la atencion en los EEUU, en 1911, la Standard Oil de New Jersey fue obligada a disolverse y necesitaba petroleo para atender sus compromisos. En 1913, uno de sus directores, Water C. Teagle, gestiona la compra de la London utilizando a Imperial Oil, filial canadiense de la Standard. Nadie se habia ocupado en medir el area explotada por London Pacific, empresa que estaba en visperas de ser traspasada a la International Petroleum Co, IPC, la London pagaba una suma modica por concepto de impuestos hasta que el Ingeniero Ricardo Deustua hizo una revelacion: explotaba 41,614 pertenencias y no las 10 que decia. En 1914, dos comisionados del Cuerpo de Ingenieros del Peru confirmaron los calculos de Deustua.

Asi bien, empezo entonces un conflicto sobre el cual se ha escrito una buena cantidad de libros. Por eso, tal vez sea suficiente señalar que gran parte de la industria del Petroleo esta ligada a la IPC; que a raiz de las diferencias con esa petrolera se firmo el Laudo de Paris. Por otro lado en 1916, comenzaron las operaciones de la Refineria de Talara, con capacidad de instalacion para procesar 10’000 BBl/Day. En 1920, se formo la Cia. Petrolifera del Marañon, primer acto de interes en la selva. 2 años mas tarde, la Compañia Petrolera Lobitos obtuvo las concesiones Lima, las mismas que habrian de ser operadas por la IPC en los años 50. En 1924, la IPC adquirio la propiedad de la Brea y Pariñas y paso a ser la compañia de mayor importancia. En la refineria de Talara se instalo torres de burbujeo y condensadores parciales sobre los alambiques. Al año siguiente se instalo unidades de Craqueo Termico, con capacidad de prcesar 15’000 BBL/day.

Muchos años Despues haya en el año de 1938, la compañia de petroleo Ganso Azul Ltda. perforo su primer pozo, el cual fue abandonado a los miles de metros porque la cantidad de petroleo encontrado era relativamente pequeña, unos 20 millones de barriles, lo cual estaba por debajo de los 500 millones de barriles que se consideraba como el minimo necesario. para justificar la construccion de un oleoducto hacia la costa.

Finalmente, en 1940, se inicio la industria estatal de refinacion del petroleo, poniendose en servicio una nueva refineria en Zorritos con una capacidad de procesamiento de 1300 B/D. En 1945, se formo la Compañia Peruana de Petroleo El Oriente S.A, con capitales peruanos y alemanes para explotar la Cuenca de Ucayali. En 1946 se creo la Facultad de Ingenieria de Petroleo en la Universidad Nacional de Ingenieria.



PROCESO DE LICUACION DEL GAS NATURAL




El desarrollo de la Industria del Gas Natural esta limitado por las dificultades en el transporte del Gas Natural. Muchas fuentes de Gas Natural están localizadas en áreas remotas, a grandes distancias de los mercados comerciales los que los hacen difíciles su producción y extracción.

El Gas Natural debe previamente ser sometido a diversos procesos-antes del transporte- luego estos son transportados por ductos como gas comprimido o como gas licuado. Otro medio de transporte del Gas Natural-En estado Liquido- es por medio de Buques Metaneros. Ademas se puede transformar el gas en Energía Eléctrica.

El TRANSPORTE POR DUCTOS:

Tal vez sea la solución mas simple, pero requiere la instalación de red de ductos conectando los puntos de producción con los puntos de recepción ello implica el transporte y el sistema de distribución.

EL transporte por buques metaneros es la practica normal después  de haberse licuado el gas-El gas se transforma a Liquido bajo ciertas condiciones de presión y temperatura-. La Licuación del Gas permite una significativa reducción de volumen de aproximadamente de 600 veces, lo que hace el transporte eficiente. Para producir el GAS LICUADO se utiliza el PROCESO DE LICUACIÓN.

El transporte del metano por buques requiere la liquefaccion del Gas Natural, el cual es transportado en fase liquida a presión atmosférica a aproximadamente a una temperatura de -160°C. El transporte por buque de gas natural presurizado es limitado por razones de costos y seguridad.

Las fracciones liquidas pueden ser transportadas en la forma de GLP, si consisten básicamente de C3 y C4 o pueden ser mezcladas con el crudo para una fraccion C5+ separada de un gas asociado. Es posible transformar el Gas Natural químicamente en un producto liquido a condiciones del ambiente, tales como Metano, gasolina o diesel.

CONVERSIÓN ELÉCTRICA:

Es también posible convertir el calor de combustión del Gas Natural en energía eléctrica-las centrales térmicas-.  En ausencia de un fraccionamiento , el transporte por ductos es posible en dos fases -gas y líquidos  o como un fluido supercritico, a mayores presiones que el criconderbar , eliminando así cualquier riesgo de condensación.

LICUACIÓN DEL GAS NATURAL:

La licuación de los gases es parte importante de la refrigeración  Muchos procesos a temperaturas criogenicas (temperaturas bajo -100°C) depende de la liquefaccion de los gases. A temperaturas sobre el punto critico, una sustancia existe solo en fase gaseosa. Las temperaturas criticas del Helio, Hidrógeno y Nitrogeno (tres gases licuefactibles usados comúnmente  son -268, -240 y -147°C. Por lo tanto, ninguna de estas sustancias existirá en forma liquida a condiciones atmosféricas  Ademas, bajas temperaturas de estas magnitudes no pueden ser obtenidas con técnicas de refrigeración ordinarias. Las Técnicas que pueden ser usadas son: Sistema de Refrigeración en Cascada, Sistema con Refrigerante Mixto, etc. 

El proceso de liquefaccion generalmente comprende una zona criogenicas con uno o mas ciclos de refrigeración en donde el gas natural es enfriado en una o mas etapas desde la temperatura ambiente hasta la temperatura de condensación del Gas Natural o algo menor. Esta temperatura es normalmente alrededor de -160·C.

Los sistemas de refrigeración generalmente hacen uso de fluidos refrigerantes, que pueden ser un constituyente puro o una mezcla. El refrigerante es tipicamente vaporizado en uno o mas intercambiadores de calor criogenicas en el cual el Gas Natural es enfriado. El refrigerante vaporizado es subsecuente mente comprimido a altos niveles de presión y temperatura. El refrigerante es enfriado mediante agua o aire y posteriormente enfriado por expansión. Es común en los procesos de licuación con ciclos múltiples que los ciclos de refrigeración consecutiva sean enfriados pro el refrigerante del primer ciclo. Normalmente, las corrientes de Gas Natural son primeros descontaminados de agua, gases ácidos e hidrocarburos pesados.

CICLO DE REFRIGERACIÓN:

El ciclo de refrigeracion puede dividirse en 4 etapas:

Etapa de Expansion: En la etapa de expansion se inicia con la disponibilidad de un refrigerante al estado liquido. Mediante esta etapa, la presion y temperatura son reducidas mediante el FLASHEO del liquido a travez de una valvula de control ( Valvula Joule-Thompson). No ocurre cambio de energia debido a que la entalpia al inicio y al final permanecen iguales (PROCESO ISOENTALPICO). En la salida coexisten ( liquido y gas).

Etapa de Evaporacion: El vapor generado durante la expansion no provee ninguna refrigeracion al proceso. El calor adsorvido en esta etapa es causado por la evaporacion de la fase liquida y del gas natural, por lo tanto, el gas natural se llega a enfriar a esa temperatura, y el refrigerante pasa todo al estado de vapor saturado.

Etapa de Compresion: Los vaporares refrigerantes dejan el Chiller o Intercambiador de Calor a la presion de saturacion. Todos los vapores son comprimidos ISOENTROPICAMENTE (bajo entropia constante) hasta una presion mayor o igual al de la inicial.

Etapa de Condensacion: El refrigerante sobrecalentado es enfriado a presion constante hasta la temperatura del DEW POINT y los vapores refrigerantes empiezan a condensar a temperatura constante. Durante la reduccion de calentamiento y proceso de condensacion, todo el calor y trabajo aumentado al refrigerante durante los procesos de Compresion y Evaporacion, deben ser removidos de modo que el ciclo pueda ser completado alcanzando el Punto Inicial. 

CONDICIONES DE LICUEFACCION DEL METANO:

Generalmente, el metano a las condiciones de salida del yacimiento esta a 15.6°C y 5500 KPa y se desea convertirlo a liquido saturado a presion atmosferica ( -161,6°C y 101 KPa).

DIAGRAMA DE PRESION Y ENTALPIA DEL METANO

Como el metano tiene una temperatura critica de -85°C, este no puede ser licuado bajo ninguna circunstancia a temperaturas mayores. Para enfriar el gas desde las condiciones del yacimiento, se tienen 3 procesos posibles:

  • Intercambio de Calor con una corriente Fria.
  • Expansion Isoentropica con produccion de trabajo, mediante un expander.
  • Expansion adiabatica a traves de una valvula Joule-Thompson.

En este proceso de licuacion se considerara como esquema base el de Joule-Thompson, junto con un pre-enfriamiento mediante intercambio de calor. La razon de enfriamiento de la carga se debe a que si se efectua una expansión desde 5516 KPa y 15.6°C hasta la presión atmosférica  esta descendera solo hasta -12.2°C, por lo que no habra licuacion del Gas Natural. -Se encuentra fuera de la envolvente-.

DIAGRAMA DE NO LICUACION DEL GAS

La combinación de estos dos conceptos da origen al Ciclo Linde Simple el cual se representa en un diagrama de Mollier.

El proceso consiste en un enfriamiento de la carga mediante

DIAGRAMA DE LICUACION DEL GAS

intercambio de calor con la corriente de gas frio obtenida de la expansion, seguido por una expansion adiabatica del gas. El compresor del gas de recirculacion producido por la expansion representa el punto de inyeccion de la energia del proceso.

CICLO DE CASCADA CONVENCIONAL:

En este proceso , la temperatura es reducida en etapas sucesivas para igualar el perfil de temperatura-entalpia. En si, el proceso consta de 3 etapas. La primera etapa corresponde al enfriamiento producido por el

CASCADA CONVENCIONAL

propano como refrigerante donde se obtiene -35°C. En esta etapa un 20% de intercambio de calor se da. La segunda etapa utiliza etileno como refrigerante, enfriando el Gas Natural hasta -100°C, obteniendose un intercambio de calor en esta etapa de aproximadamente 50%. La tercera etapa utiliza el metano como refrigerante, enfrianfo el Gas Natural hasta -155°C, usando el ciclo de metano. En cada uno de los ciclos, la mas baja presion atmosferica, para eliminar el riesgo de ingreso del aire.

DESCRIPCION DEL PROCESO:

El propano comprimido a 1.3 MPa en el primer ciclo, es condensado con agua de enfriamiento. La vaporizacion del propano a -35°C  enfria el gas natural y tambien condensa el etileno, comprimido a 2.1 MPa. La vaporizacion del etileno a -100°C ayuda a licuar el gas natural bajo presion y a condensar el metano comprimido hasta 3.9 MPa. en el tercer ciclo. Desde que el gas natural es subenfriado a -155°C, la expansion de la fase liquida a presion atmosferica resulta en vaporizacion parcial (flash), la cual ayuda a alcanzar la temperatura de equilibrio liquido-vapor s presion atmosferica.

En este Ciclo de Refrigeracion de Cascada, el ciclo consiste de 3 subciclos con diferentes refrigerantes. En el primer ciclo, el propano deja el compresor a alta temperatura y presion y ingresa al Condensador donde agua o aire de enfriamiento es usado como refrigerante. El propano condensa y entra a la Valvula de Expansion donde su presion es disminuida hasta la presion de evaporacion. Como el propano evapora, el calor de evaporacion viene de la condensacion del Etileno, enfriamiento del metano y del Gas Natural. El propano deja el evaporador e ingresa al Compresor, completando asi el ciclo.

El Etileno condensado se expande y evapora conforme condensa el metano y el gas natural es mas adelante enfriado y licuado. Como el metano entra al compresor para completar el ciclo, la presion del gas natural licuado es reducida en una valvula de expansion multietapas con usualmente tres etapas, y consecuentmente tres niveles de temperatura de evaporacion para cada refrigerante. Los flujos de masa en cada etapa son usualmente diferentes. El Gas Natural desde los ductos va a traves de un proceso durante el cual los gases acidos son removidos y su presion aunmentada a un valor promedio de 40 bar antes de entrar al ciclo.

PLANTA MELCHORITA

La Planta  de licuefacción de gas natural se construye en un terreno costero  de 521 hectáreas de  extensión ubicado a 170   kilómetros al sur de Lima. Esta incluye un centro de licuefacción 

PLANTA MELCHORITA

de gas natural, un terminal marítimo con un muelle de carga y un canal de  navegación que permitirá el ingreso y salida de los buques metaneros.

En la Planta se producirá el gas  natural licuado (LNG) mediante un proceso de  purificación y enfriamiento, a través del cual el gas pasa de su estado gaseoso  al estado líquido, reduciendo su volumen hasta 600 veces, facilitando así su  almacenamiento hasta su traslado en buques metaneros. La Planta tendrá  una capacidad nominal de 4.4 millones de toneladas anuales, lo que significa  que estará en capacidad de procesar 620 MMSCFD.

Luego  de ser enfriado, el LNG se almacenará en dos grandes tanques de almacenamiento  de 130,000 m3  a presión atmosférica para su posterior embarque en buques metaneros. Para  permitir la carga del gas licuado, el Proyecto contempla la  construcción de un terminal marítimo con un muelle de carga y un canal de navegación.

PROCESO DE DESHIDRATACION CON GLICOL DEL GAS NATURAL




La finalidad del proceso de deshidratación con glicol del gas natural es eliminar el contenido de agua, en el gas natural o cualquier otra corriente de proceso cuya presencia sea indeseable. Las especificaciones del Gas en ductos son las siguientes: Menor de 4 lbsde vapor de agua/ MMSCF de gas a la temperatura y presion standard.

SECCIONES DEL PROCESO:

El proceso de Deshidratacion consta de dos secciones definidas: Seccion de Absorcion y Seccion de Regeneracion.

  • La seccion de Absorcion tiene como objetivo retirar del gas natural, el agua mediante un desecante.
  • La seccion de Regeneración tiene como objetivo eliminar el agua del desecante para su reuso.

Primero el gas húmedo ingresa por la parte inferior de la columna en donde ingresa al SCRUBBER -lugar donde se hace una separación incial-luego de alli pasa al COALESCEDOR-el cual retira el agua y hidrocarburos para evitar que quite eficiencia en el proceso. El gas húmedo fluye en contracorriente al Lean Glicol ocurriendo una transferencia de masa, este es llamado también Proceso de Difusión. Los PLATOS ubicados en la columna retienen otros hidrocarburos y evitan que el Glicol pueda perderse con el Gas Seco. Por el Tope dela Columnaa sale el Dry GAS y por el Fondo del a Columna sale el Liquido libre (FREE LIQUID).

PROCESO DE DESHIDRATACION CON GLICOL-ABSORCION Y REGENERACION

  El RICH GLICOL , el cual esta saturado debido a la cantidad de agua, se dirige a la etapa de Regeneración,  pasando por le STIll ( destilador) previamente por el SERPENTIN ,luego al FLASH TANK. Cuando llega al Serpentin (Condensador de Reflujo) , este provee un reflujo y mejora la separación del solvente y el agua. Luego se dirige al Flash Tank en donde por diferencia de presiones se separa gran parte de los gases y vapores (compuestos volatiles son vaporizados). Esta reducción incluye también el CH4, HAPs y VOCs. Luego por la parte inferior el Glicol sale del Flash tank para dirigirse hacia el INTERCAMBIADOR DE GLICOL RICO-POBRE- en donde recupera parte del calor del flujo saliente- pasa por el FILTER en donde se atrapan particulas solidas que no hayan sido removidas. Por la parte superior del Flash Tank sale los FLASH GASES.

En el still el glicol no debe vaporizarse; una vez que que ingresa estan deben seer estripeados o agotados para separar los gases disueltos. Luego de ello, en el REBOILER, el solvente es regenerado y caen por gravedad hacia el TANK SUAGE-donde se acumula para estabilizar su nivel de modo que su flujo de retorno al contactor sea estable.

Observación:

  • El Scrubber  es donde se hace una separacion inicial.
  • El Glicol permite la mayor difusión absorviendo H2S, CH4, benceno, Tolueno, Etilbenceno, Xylenos en el Gas Natural.

La absorcion es una de las mas antiguas operaciones unitarias utilizadas en la industria de procesos del gas natural.

GLICOL:

El glicol es un alcohol utilizado en el gas natural para deshidratar el gas natural por sus caracteristicas higroscopicas, formando asociacion intramolecular con el agua. El Dietilenglico (DEG), Trietlenglicol (TEG) y teraetilenglicol (TREG) son utilizados como desecantes, pero el TEG es el mas utilizado.

Un adecuado solvente debe tener las siguientes caracteristicas:

  • Fuerte afinidad por el Agua, bajo Costo, No corrosivo.
  • Baja afinidad por hidrocarburos y gases acidos, estabilidad termica, facil regeneracion.
  • Baja solubilidad en hidrocarburos.
  • Baja tendencia a formacion de espuma y emulsiones.
  • Baja viscosidad, presion de vapor a la temperatura de contacto.

EFECTOS DEL PROCESAMIENTO DE DESHIDRATACION CON GLICOL.

El TEG ademas de absorber agua tambien absorbe metano, otros compuestos organicos volatiles (VOC) y contaminantes peligrosos del aire (HAP: benceno, tolueno, etilbenceno y xilenos). Durante el calentamiento del Glicol en el rehervidor del regenerador, el metano, los VOC y los contaminantes HAP se ventilan a la atmosfera, con perdidas de gas y efectos a la salud y al medio ambiente. El proceso de deshidratacion ha sido diseñado para cumplir una actividad de mejora tecnica y de calidad de productos, pero tambien tiene efectos a la salud y al medio ambiente. Productos como el Benceno son dañinos a la salud y componentes como el metano afectan el calentamiento global (GLOBAL WARMING).

A mayor flujo (TEG) que recircula en el proceso mayor cantidad de metano sera absorbido. En los procesos de deshidratacion con Glicol se debe mantener un flujo de TEG que sea el optimo requerido para la deshidratacion. No es conveniente recircular glicol en flujos mayores para originar absorcion de mayor cantidad de metano sin mejorar las deshidratacion.

HAPS: (HAZARDOUS AIR POLLUTANT):

El benceno es clasificado como una sustancia toxica , asi tambien como una sustancia cancerigena porla AGENCIA INTERNACIONALDE INVESTIGACION DEL CANCER (IARC) y que tiene riesgos a la salud a cualquier nivel de exposicion, por ello debe gestionarse la reduccion de la`exposicion humana en la mayor medida posible. En Canada, las nuevas plantas de deshidratacion tiene un limite de emision de 1 ton/a;o de benceno. Las actuales plantas instaladas en zonas residenciales dentro de un radio de 750 mmno debe emitir mas de 3 ton/a;o de benceno.

VOCs (VOLATILE ORGANIC COMPOUNDS):

Los compuestos orgánicos volátiles (COV) son productos químicos orgánicos que tienen una alta presión de vapor a temperatura ambiente ordinarias,-condiciones. Sus altas de vapor de presión resulta de un bajo punto de ebullición, lo que provoca un gran número de moléculas para evaporarse o sublimarse a partir de la forma líquida o sólida del compuesto y entrar al aire circundante. Un ejemplo es el formaldehído, con un punto de ebullición de -19 ° C (-2 ° F), que sale lentamente pintura y entrar en el aire. Los COV son numerosas, variadas y en todas partes.

Incluyen tanto de fabricación humana y compuestos químicos naturales. La mayoría de los aromas u olores son de compuestos orgánicos volátiles. VOCs jugar un papel importante en la comunicación entre las plantas. Algunos compuestos orgánicos volátiles son peligrosos para la salud humana o causar daño al medio ambiente. COV antropogénicas están regulados por la ley, especialmente en el interior, donde las concentraciones son más altas. Compuestos orgánicos volátiles nocivos no suelen ser muy tóxico, sino que han capitalización a largo plazo sobre la salud. Debido a que las concentraciones son generalmente bajos y los síntomas de un desarrollo lento, la investigación sobre compuestos orgánicos volátiles y sus efectos es difícil.

BENCENO

El benceno, conocido también como benzol, es un líquido incoloro de olor dulce.

BENCENO

El benceno se evapora al aire rápidamente y es sólo ligeramente soluble en agua. El benceno es sumamente inflamable. La mayoría de la gente puede empezar a detectar el olor del benceno en el aire cuando está en concentraciones de1.5 a4.7 partes de benceno por millón de partes de aire (ppm) y en el agua cuando la concentración es de 2 ppm. La mayoría de la gente empieza a detectar el sabor del benceno cuando está en concentraciones entre 0.5 y 4.5 ppm en el agua. Una parte por millón equivale aproximadamente a una gota en40 galones. El benceno se encuentra en el aire, el agua y el suelo. El benceno proviene tanto de fuentes industriales como naturales.

Fuentes y Usos Industriales:

El benceno fue descubierto y producido a partir de alquitrán en el siglo 19. Hoy en día, la mayoría del benceno se produce a partir del petróleo. Debido a su extenso uso, el benceno es una de las 20 sustancias químicas más producidas en los Estados Unidos en términos de volumen. Varias industrias usan benceno para fabricar otros productos químicos, como por ejemplo el estireno (en Styrofoam y otros plásticos), cumeno (en varias resinas) y ciclohexano (en nilón y fibras sintéticas). El benceno también se usa en la manufactura de ciertos tipos de caucho, lubricantes, tinturas, detergentes, medicamentos y plaguicidas.

Fuentes naturales. Las fuentes naturales de benceno, entre las que se incluyen los gases emitidos por volcanes y los incendios forestales, también contribuyen a la presencia de benceno en el medio ambiente. El benceno también se encuentra en el petróleo y la gasolina y en el humo de cigarrillos.

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.