domingo, 22 de febrero de 2009

Presentacion del Proyecto

viernes, 20 de febrero de 2009

"Incremento en la eficiencia de las plnatas endulzadoras de Gas en le complejo INY-A"

I. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA.
El complejo INY-A (Inyección de Agua) se encuentra ubicado en el golfo de México, cerca de las costas de la isla de Ciudad del Carmen, Campeche; pertenece a una de las 2 regiones Marinas mas grandes de esta zona, la región marina Suroeste, dicho complejo depende directamente de una de las 5 subsidiarias de PEMEX, denominada como PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN.
Inyección de Agua en un principio su principal giro era el inyectar agua tratada a los pozos con producción en declive, para mantenerlos trabajando y de esta manera la presión de producción de estos pozos se mantenía, sin embargo años mas tarde se comprobó que este tipo de sistemas no daba resultados satisfactorios, ya que después de un tiempo el agua tratada comenzaba a ganarle terreno al crudo, así mismo se volvió muy caro los sistemas de separación y limpieza, por tal motivo se opto por cancelar la inyección de Agua y después de algunos estudios se decidió utilizar el sistema de Bombeo Neumático (gas BN), en el cual se inyectaba a estos pozos Gas dulce previamente tratado para incrementar la presión en dichos pozos y aumentar por ende la producción., por lo que actualmente en el complejo se inyecta Gas BN a 2 campos importantes dentro de la región Suroeste, el Campo CHUC y el campo BATAB.
Para llevar a cabo con éxito esta tarea, en el complejo se cuenta con los equipos y sistemas necesarios ubicados de la siguiente manera; primero el complejo esta divido en 3 plataformas, PCS (Plataforma de Control y Servicios), PTB (Plataforma de Tratamiento y Bombeo) y la plataforma Habitacional; en la plataforma PCS (en la cual concentraremos nuestro estudio), se ubican 3 plantas endulzadoras de gas amargo, las 3 con capacidad de producción de 30 MMPSCD (millones de pies cúbicos por día) las 3 trabajan bajo el sistema de Endulzamiento denominado Girbotol, este tipo de proceso utiliza alcanolaminas como solvente químico en la limpieza del gas amargo proveniente de los pozos petroleros. La plataforma PTB cuenta con 2 Turbocompresores del tipo Centauro mca Solar con capacidad de compresión de hasta 100 MMPSCD de gas combustible cada uno; y son estos equipos los que mandan el GAS BN necesario para la producción en los campos antes mencionados, así mismo cuenta con una planta endulzadora de Gas, con capacidad también de 30 MMPSCD, también trabaja mediante el sistema Girbotol, sin embargo esta planta es mas moderna, lo que significa que su administración y control es mucho mas sencillo debido a la automatización de la mayoría de sus equipos. En la plataforma habitacional no cuenta con equipos muy relevantes, ya que es ahí donde habitan los trabajadores del complejo. Como se menciono es PCS nuestro campo de estudio, y es que ahí están las 3 endulzadoras de gas amargo, las 3 en los últimos años su producción y eficiencia ha ido decreciendo, para prueba mostramos la siguiente grafica:

De lo anterior desprendemos la incógnita, ¿porque ha ido decreciendo la producción en dichas plantas?, por lo general en un 80% de los casos el factor humano es el culpable, y en un 20% de los casos se le acredita a que los equipos fallan o están obsoletos. Sin embargo para poder encontrar la causa y la raíz de este problema es necesario saber el funcionamiento de las plantas, la cual se describe a continuación. El proceso Girbotol se divide en 2 secciones, la sección de absorción o endulzamiento de Gas (donde se realiza la separación de las impurezas del gas) y la sección de regeneración (donde se regenera el solvente químico utilizado para la separación en este caso la amina), en la figura 1.1 muestra el sistema general de la planta endulzadora de gas y se ve el recorrido tanto del gas como de la amina.

El gas amargo a una presión máxima de 72 kg/cm2 y una temperatura de 40°C, proveniente de los pozos se alimenta en la parte inferior de la torre absorbedora 101-CO, dicho gas se pone en contacto a contracorriente con la solución de dietanolamina (30% DEA y 70% agua) a una temperatura de 54.5°C, (este ultimo es nuestro solvente químico) al contacto del gas con la amina pobre absorbe el ácido sulfhídrico y el dióxido de carbono del gas amargo; la DEA rica en contenido con H2S y CO2, se acumula en el fondo de la torre 101-CO y sale de ésta a control de nivel a una temperatura de 73.3°C. La solución continúa hacia el tanque de desorción de solvente, el 102-V, llamado comúnmente Tanque Separador de Hidrocarburos; el gas libre de compuestos ácidos llamado también gas dulce o gas combustible con un contenido máximo de 12 ppm de H2S y trazas de CO2, abandona la torre absorbedora 101-CO por la parte superior, dirigiéndose hacia el tanque separador de gas dulce, el 101-V este separa los arrastres de amina y condensados que pudiera llevar el gas, para su posterior envió al punto de interconexión con la línea de succión de los turbocompresores ubicados en la plataforma PTB, para después ser inyectados en los campos y en los pozos petrolíferos requeridos.
La solución de DEA rica una vez que pasa por el tanque separador de Hidrocarburos 102-V, debe regenerarse para su posterior uso, por lo tanto pasa al sistema de Regeneración, primero al tanque 102-F donde separan las partículas mayores a 10 micrones, luego se calienta en el intercambiador de amina 101-EX, para luego regenerarse en la Torre regeneradora 102-CO, esto no es otra cosa mas que separar el CO2 y el H2S de la amina, esta amina sale de la torre regeneradora y entra al reboyler 101-L para calentarse y luego volver a pasar por el intercambiador de amina 101-EX, pero ya como Amina regenerada, para posteriormente entrar al tanque de balance de amina 104-V, de donde vuelve a partir para entrar al sistema de Absorción.

La finalidad del tanque de balance 104-V es realizar la solución de amina necesaria para la absorción de gases en la torre 101-CO (solución de amina al 30% y 70% de agua), cabe aclarar que si no se cuenta con el solvente químico adecuado y en las proporciones adecuadas este afectaría directamente en la absorción de gases amargos, el tanque 104-V cuenta con una alimentación de agua de repuesto la cual se maneja de manera manual, así mismo en este tanque solo se realiza una medición de nivel y no se cuenta con un sistema de detección de pH o de densidad para determinar si la solución con la que se cuenta es la correcta para ser utilizada en la torre absorbedora, los encargados de la planta no la manejan de la forma adecuada, ya que al hacer la solución en el 104-V la realizan de acuerdo a otros parámetros, calculan aproximadamente con respecto a su criterio si al tanque le falta agua o no, así mismo le agregan mas amina cuando el gas tiene resultados de parámetros fuera de los permitidos, en pocas palabras no hay un adecuado control en este equipo el cual es vital en el funcionamiento y en la producción de la planta.

Sin lugar a dudas la toma de decisiones al operar y administrar las plantas es un punto sumamente importante, ya que de ella depende el resultado en la producción así también es fundamental en el impacto ambiental que se genera, cabe recalcar que también una buena regeneración de la solución de amina, en el sistema regenerativo también es un factor importante que al final de cuentas influye mucho en el nuestro producto final.

Por otro lado tenemos la planta V6-K ubicada en la plataforma de PTB esta no cuenta con el mismo sistema de manejo en su tanque 104-V y en el sistema de regeneración, aquí si se cuenta con instrumentos de medición adecuados y válvulas automatizadas que realizan las acciones necesarias según los requerimientos del sistema, las operaciones por parte de los encargados es mínima, por lo que la planta alcanza por lo regular una eficiencia de entre .90 y .95, dando una producción bastante aceptable.Como PEMEX Exploración y Producción esta en busca de nuevos proyectos se requiere que en menos de 1 año se logre aumentar la eficiencia y por ende la producción de estas 3 plantas endulzadoras de gas, por lo que derivamos la pregunta principal de nuestro proyecto:

¿De que manera se puede incrementar la eficiencia en la producción de las plantas endulzadoras de Gas de la plataforma PCS en el complejo INY-A?


II. JUSTIFICACION.

El gas amargo proveniente de los pozos petrolíferos contiene una concentración considerable de CO2 y H2S, los cuales son perjudiciales para la salud humana, aparte por su alto poder de corrosión, al contacto con equipos, líneas y sistemas provocan desgaste y daños irreparables que se reducen en perdidas millonarias, por tal motivo es importante que el gas amargo sea tratado y purificado de acuerdo a las normas y estándares establecidos internacionalmente.

Por otro lado recordemos que PEMEX es el motor principal de la economía de nuestro país, por ende cualquier cosa que pase en esta empresa afectara directamente el destino económico de la sociedad Mexicana, actualmente se tienen proyectos de explotar nuevos yacimientos petrolíferos así mismo la producción en otros campos ha ido decreciendo, la presión de producción ha disminuido considerablemente en campos como el ya conocido Cantarell, lo que se reduce en perdidas millonarias para la empresa y por ende al país, ya que no se vende la misma cantidad de barriles de crudo, que hace varios años, por mencionar un ejemplo en Cantarell en el año 2004 se producían cerca de 2054 miles de barriles diarios en el 2008 esta cifra se redujo a menos 1500 miles de barriles diarios.

Debido a los bajos rendimientos en la producción se tiene contemplado que el complejo INY-A comience a inyectar gas BN para el 2011 en los campos de Cantarell y en los campos Kan, por lo tanto se necesitara de una cantidad de gas considerable aproximadamente de unos 80 MMPSCD, mas de la que ya producen actualmente, debido a esto es necesario que para el 2010 las plantas endulzadoras de gas amargo con las que cuenta el complejo, trabajen mínimo a una eficiencia de entre .75 y .85.

Se tiene como plazo de 1 año para que se realicen las medidas necesarias y pertinentes para que dichas plantas alcancen por lo menos el nivel deseado de eficiencia, este proyecto plantea realizar una reingeniería de ciertos equipos y además el cambio en el sistema de manejo y control de las plantas para que se logren los objetivos primordiales.

Esta claro que un aumento en la producción del complejo INY-A dará ganancias considerables a la empresa, así mismo la empresa al verse beneficiada, podrá aportar de una manera directa mas recursos a la sociedad mexicana, los cuales se verán reflejados en diversas obras de infraestructura que el gobierno federal deberá llevar a cabo. Así mismo la modernización de estas plantas ayudara a fortalecer la imagen de la empresa como una compañía modernista que cuenta con tecnología de punta en sus procesos, lo cual incrementara la calidad en sus productos y tendrá la capacidad de competir en otros mercados con empresas de clase mundial. Con los nuevos sistemas se tendrá la opción de contaminar menos, o permitir una contaminación casi nula, por la que se promoverá mas el cuidado del medio ambiente y el entorno ecológico.

Este trabajo da una propuesta de mejora a los sistemas de endulzamiento de gas en el complejo INY-A, rediseña varios equipos en su funcionamiento y en su administración, de una manera particular se analiza los cambios que se requieren en los distintos puntos del proceso, para llevar a cabo la optimización de resultados, así mismo se plantea que la administración de la planta se renueve de una manera general, para aprovechar mejor los recursos y evitar malos manejos que den como resultado fugas, contaminación y por ende perdidas en la producción y materiales que como siempre se reduce en daños económicos.


III. OBJETIVOS DE LA INVESTIGACION.


Se espera rediseñar diversos equipos de las plantas así como estandarizar un manejo de la misma para lograra alcanzar la producción necesaria, se necesita que las plantas den una eficiencia de entre .75 y .85 en su producción diaria, lo que se traduce en buenos beneficios económicos para la empresa.


OBJETIVOS PARTICULARES.

Con el rediseño de la planta se pretende hacer más sencillo el manejo de la misma, de modo que la administración de la misma y la toma de decisiones también sean fáciles, prácticas y eficaces.
Se pretende contaminar mucho menos el ambiente, protegiendo el entorno ecológico en todo momento.
Con estos sistemas igual se busca generar ambientes de trabajo Seguros es decir se busca evitar accidentes fatales que den como resultado perdidas humanas y de equipos, lo cual también se traduce en perdidas económicas y de prestigio para la empresa.

IV. HIPOTESIS.

El rediseño de equipos en las plantas endulzadoras de gas de la plataforma PCS en el complejo INY-A, traerá como resultado un sistema administrativo del proceso optimo, como consecuencia la producción de cada una de ellas aumentara hasta conseguir una eficiencia que oscile entre .75 y .85, así mismo se eliminaran riesgos potenciales de accidentes al personal y equipos, ayudando en todo momento a preservar el medio ambiente y el entorno ecológico.


V. VARIABLES.

Las variables a estudiar en un momento dado pueden ser muchas, pero principalmente nos enfocaremos al rediseño de equipos y a los sistemas de manejo y control de las plantas, lo cual es directamente lo que afectan a la producción, así mismo estos aspectos indirectamente dañan el entorno ecológico y se corre el riesgo de provocar accidentes fatales que dañen al personal y las instalaciones.

VI. MARCO DE REFERENCIA.

MARCO HISTORICO.

El complejo petrolero Inyección de Agua y administrado por el activo Abkatum-PolChuc, se encuentra ubicado en una de las 2 grandes regiones de la sonda de Campeche, “la región marina suroeste”, la cual es perteneciente a la subsidiaria “PEMEX EXPLORACION Y PRODUCCION”.
En un principio la principal tarea de INY-A era la de inyectar agua a los campos petrolíferos en que dicha producción comenzaba a declinar, es por ello que le dieron el sobrenombre de Inyección de Agua (INY-A), con el cual lo identifican hasta entonces, debido a la inyección de agua tratada en los diferentes campos como el Taratunich, ABK-Q (Abkatum Queso) y ABK-S (Abkatum Sierra), por mencionar algunos, dicha inyección ocasiono el aumento de la producción en los campos y estos pozos recuperaron la presión suficiente para seguir fluyendo; de esa manera se alargó mas su tiempo de vida.
Sin embargo en los últimos años, estudios revelaron que después de tanta inyección el agua comenzaba a ganarle terreno al aceite, rellenando cada vez mas los pozos, logrando así que con el tiempo se viera reflejado en la producción ya que comenzaba a ver mas agua que aceite, aparte la inyección no era de todo satisfactoria, ocasionaba que el gas y el crudo resultante salieran contaminados, obligando así, a procesos de separación mas rigurosos y por ende el aumento en el costo del proceso.A raíz de esta problemática, se buscaron vías alternas, como la Inyección de Nitrógeno, que en un principio parecía muy viable, ya que el N2 era mas barato de producir que el agua y mucho mas fácil recuperarlo, sin embargo contaminaba mas al gas por lo que rápidamente fue desechado; fue entonces cuando surgió el GBN (Gas de Bombeo Neumático) que no es otra cosa que Inyectar el Gas Combustible a los campos petrolíferos, y como prácticamente tienen la misma composición no se corría el riesgo de contaminación y por ende no cambiar las propiedades del producto final.

Es por ello que hoy en día el BN (Bombeo Neumático) se ha convertido en la mejor opción para poder recuperar y subir la presión de un pozo petrolero el cual valla en declive; y es desde este punto que INY-A cambia de giro radicalmente, de ser un complejo especializado en inyectar agua, a ser un complejo inyector y suministrador de gas, actualmente también es el encargado de proporcionar Gas combustible a otros 2 complejos mas, situados en los alrededores de la misma. INY-A esta conformada por 3 plataformas, unidas entre ellas por puentes periféricos, las cuales son: Plataforma de Control y Servicios (PCS), Plataforma de Tratamiento y Bombeo (PTB) y la Plataforma Habitacional, cada una de ellas a excepción de la habitacional esta dividida por módulos, lo anterior para direccionar los equipos, talleres y oficinas.

Entre los equipos con los que actualmente cuenta la plataforma PCS son 2 turbogeneradores con los que se provee de la energía necesaria para satisfacer las necesidades del complejo, 2 motogeneradores en reserva en caso de fallo de los anteriores, 3 plantas endulzadoras de gas con capacidad de 30 MMSCD y 1 planta de Ácido sulfuroso la cual ya esta desmantelada puesto que el producto final de dicha planta era usado para ayudar a remover el oxigeno del agua que se requería inyectar y puesto que la inyección de agua ha sido sustituida por gas, dicha planta ya no es requerida. PTB, la plataforma en la que anteriormente se manejaba todo el proceso de Inyección de agua, es en la actualidad la encargada de seguir inyectando, pero ahora solo Gas de BN, para lo cual cuenta con 2 turbocompresores con capacidad de 40 MMSCD y una nueva planta endulzadota, de los antiguos equipos usados para inyectar agua solo sobrevive una bomba de captación, la cual hace mantener la presión necesaria en la red contra incendio y suministrar el agua de servicios para PCS y la misma PTB. La plataforma habitacional, cuenta con una capacidad para dar alojamiento a 127 personas, es en ella donde habita el personal que labora en las instalaciones, cuenta con una planta potabilizadora, la cual proporciona el agua necesaria para los diferentes servicios que se originen en la misma.
Con todo ello, es INY-A un complejo petrolero muy importante en la producción nacional de crudo y gas, y es un eslabón mas en una cadena de plataformas que hoy en día trabajan en conjunto para continuar con la tarea de explotación de los hidrocarburos los cuales convertidos a su producto final, satisfacen las necesidades mas esenciales del hombre.


MARCO TEORICO.


Proceso de Endulzamiento de Gas.
Sección de Endulzamiento
La sección de endulzamiento de gas tiene como finalidad, la de eliminar los compuestos ácidos presentes en el gas, con el propósito de adecuarlo para ser utilizado como combustible en los diferentes equipos de la plataforma como son: los turbocompresores, el horno de aceite de calentamiento, el turbogenerador, las turbobombas, el sistema auxiliar de gas de arranque/sellos y presurización de las plantas. Para ello, se cuenta con tres plantas que utilizan el proceso Girbotol, el cuál utiliza la Dietanolamina como agente absorbente de gases ácidos.
Gas natural.
El gas natural es un combustible que se obtiene de rocas porosas del interior de la corteza terrestre y se encuentra mezclado con el petróleo crudo cerca de los yacimientos. Como se trata de un gas, puede encontrarse sólo en yacimientos separados. La manera más común en que se encuentra este combustible es atrapado entre el petróleo y una capa rocosa impermeable. En condiciones de alta presión se mezcla o se disuelve con el aceite crudo. El gas natural arrastra desde los yacimientos componentes indeseables como son: el ácido sulfhídrico (H2S), bióxido de carbono (CO2) y agua en fase gaseosa, por lo que se dice que el gas que se recibe es un gas húmedo, amargo e hidratado; amargo por los componentes ácidos que contiene, húmedo por la presencia de hidrocarburos líquidos e hidratado por la presencia de agua que arrastra desde los yacimientos.
COMPONENTES DEL GAS NATURAL.

No existe una composición o mezcla que se pueda tomar para generalizar la composición del gas natural. Cada gas tiene su propia composición, de hecho dos pozos de un mismo yacimiento puede tener una composición diferente entre si. También la composición del gas varia conforme el yacimiento va siendo explotado, es por eso que se deberá hacer un análisis periódico al gas que es extraído, para adecuar los equipos de explotación a la nueva composición y evitar problemas operacionales.
El Metano es el principal constituyente de este combustible, con un punto de ebullición de 154°C, el etano con un punto de ebullición de 89°C, puede estar presente en cantidades de hasta 10%; el propano cuyo punto de ebullición es de hasta 42°C, representa un 3%.
El butano, pentano, hexano y octano también pueden estar presentes. La composición de una mezcla de gas natural puede ser expresada tanto en fracción mol, fracción volumen o fracción peso de sus componentes, aunque también puede ser expresada en porcentaje mol, en porcentaje de volumen o porcentaje de peso.


DIFERENTES PROCESOS DE ENDULZAMIENTO.
Algunos productos del gas natural crudo son de importancia en la industria, como el metano, etano, propano, butano, el gas licuado de petróleo y la gasolina natural. En vista del aumento del gas natural, los procesos aplicados para recuperar estos productos son cada vez más eficientes en combustible. Algunas plantas antiguas aplican un proceso refrigerado de absorción de aceite que opera en el intervalo de -18°C a -40°C. Para lograr una mejor conservación del combustible, la tecnología modera recurre a la aplicación del proceso de expansión criogenica que opera a temperatura de -90°C a -100°C; este proceso puede emplear entre 30 y 40% menos combustible que el proceso refrigerado de absorción de aceite.Para la eliminación del agua que contienen el gas natural se utiliza la deshidratación. Hay 4 métodos importantes que se aplican en este caso: Compresión, tratamiento con sustancias desecantes, adsorción y refrigeración.
El H2S y el CO2, así como otros compuestos de azufre son objetables en el gas natural debido a que causan corrosión y forman compuestos contaminantes del aire cuando se queman. El olor de los compuestos de azufre es muy molesto y dañino en términos generales de salud, así mismo las recientes y restrictivas leyes sobre contaminación del aire requieren la eliminación de los compuestos de azufre antes de alimentar el gas al sistema de distribución.
El CO2 en el gas es objetable debido a que disminuye el poder calorífico del gas; así mismo estos compuestos suelen ser muy dañinos para las tuberías y equipos del proceso por su alta corrosión, de aquí es como se deriva la importancia de la eliminación de los ya mencionados. En la tabla 1.2.2 se hace un resumen de los diferentes procesos comerciales que hay para la eliminación de los gases ácidos y el dióxido de carbono.
Como se observa en la tabla 6.2 los procesos de endulzamiento se pueden clasificar de acuerdo al tipo de reacción que presente:
1. Absorción Química (proceso de Amina, Girbotol)
2. Absorción Física (solventes físicos, Rectisol)
3. Combinación de ambas técnicas (solución Mixtas, Shell)


DESCRIPCION DEL PROCESO.
El sistema de endulzamiento con el que cuenta el complejo petrolero INY-A es el denominado proceso girbotol el cual se divide en dos secciones:

ABSORCION DE GASES ÁCIDOS.
REGENERACIÓN DE DIETANOLAMINA (DEA).

Absorción de GasesA continuación se describirá de manera detallada estas 2 secciones del proceso ya mencionado


ABSORCION DE GASES ACIDOS

Para la absorción del gas este es deshidratado anteriormente en un sistema de separación de agua en el modulo 5 de la plataforma de PCS. Después el gas amargo a una presión máxima de 70 kg/cm2 y una temperatura de 40oC, se alimenta en la parte inferior de la torre absorbedora 101-CO dicho gas se pone en contacto a contracorriente con la solución de dietanolamina (30% DEA y 70% agua) a una temperatura de 54.5°C, al contacto del gas con la amina pobre absorbe el ácido sulfhídrico y el dióxido de carbono del gas amargo. Esta torre absorbedora tiene un diámetro de 1.067m, en su interior contiene 20 platos valvulados y de un solo paso, espaciados entre si 0.61m y un eliminador de niebla cuya función es retener el liquido que pudiera ser arrastrado con la corriente de salida de gas dulce, opera a una presión de 70 kg/cm2 y 54oC y en ella se realiza una reacción EXOTÉRMICA.


La DEA rica en contenido con H2S y CO2, se acumula en el fondo de la torre 101-CO y sale de ésta a control de nivel a una temperatura de 73.3°C. La solución continúa hacia el tanque de desorción de solvente, el 102-V, llamado conmumente Tanque Separador de Hidrocarburos. Es en este tanque donde tiene lugar la separación de los hidrocarburos gaseosos y parte de los gases ácidos absorbidos por la DEA, dichos gases son enviados al desfogue de baja presión. En este mismo tanque se extraen los hidrocarburos mas pesados en forma liquida, que por diferencia de densidad se separan de la solución de DEA. Los hidrocarburos líquidos son enviados a la línea de Condesados de alta presión y drenajes aceitosos. El nivel del tanque se controla indirectamente por medio de la presión ejercida por los gases separados.

Es importante hacer notar que se debe tener cuidado de mantener siempre un sello de líquidos en el separador de hidrocarburos a fin de evitar presionar el tanque separador de hidrocarburos 102-V.


El tanque 102-V cuenta con una mampara interior que facilita la separación de hidrocarburos líquidos y válvulas de seguridad para la protección de dicho separador en caso de un represionamiento.
El gas libre de compuestos ácidos llamado también gas dulce o gas combustible con un contenido máximo de 12 ppm de H2S y trazas de CO2, abandona la torre absorbedora 101-CO por la parte superior, dirigiéndose hacia el tanque separador de gas dulce, el 101-V; dicho tanque separa los arrastres de amina y condensados que pudiera llevar el gas, para su posterior envió al punto de interconexión con la línea de succión de compresores; este equipo en su interior tiene un eliminador de niebla el cual garantiza tener un gas dulce libre de líquidos, por el fondo del tanque se extraen los restos de amina y condensados, los cuales se envían al tanque separador de hidrocarburos 102-V.


La amina rica acumulada en el tanque 102-V, pasa al filtro de Cartuchos 101-F, en donde se retienen todas las partículas con un tamaño mayor a 10 micrones que han sido arrastradas por la solución de amina en su recorrido por toda la planta, y la cuales pueden causar un espumeo excesivo en todos los equipos, también remueve los productos de corrosión y erosión comunes en este tipo de plantas, opera a una presión de 4.0 kg/cm2 y 73oC, la solución de DEA rica filtrada pasa al sistema de Regeneración que se describirá mas adelante. El filtro contiene 36 elementos tipo cartucho elaborados de propileno, de aquí procede el nombre del tanque.


La solución de DEA pobre con bajo contenido de H2S y CO2 de alimentación a la torre absorbedora 101-CO procede de la sección de regeneración de donde pasa por el intercambiador de DEA rica contra DEA pobre del cual sale la amina pobre a una temperatura de 97.2°C, esta se recibe en el tanque de balance de DEA 104-V, este tanque cuenta con una línea de alimentación de DEA al 30% y de agua de repuesto procedente del primer nivel de la plataforma PCS, mediante el cual de forma manual se hace la reposición de la solución de DEA; el tanque de balance 104-V tiene una capacidad de operación de 5 m3 al 50% de nivel y una presión de operación de 0.38 Kg/cm2 y 98ºC.


Del Tanque de Balance de amina 104-V, succionan las bombas de recirculación de amina GA-101P, las cuales envían la solución de amina al domo de la torre absorbedora pasando antes por el enfriador de DEA pobre 103-EX.Las bombas de recirculación de amina GA-101P, son bombas centrifugas multipasos de alta presión las cuales requieren una recirculación interna para el balance de sus partes.


La DEA pobre bombeada al domo de la torre absorbedora se alimenta a una temperatura de 54.44°C, pero como sale a 97.2°C del tanque de balance, se hace pasar a través del enfriador de amina 103-EX de tipo soloaire que la enfría hasta llegar a la temperatura requerida, el soloaire cuenta con un control de temperatura que hace activar una mamparas permitiendo el control de dicha variable, a pesar del frió o calor del ambiente.


Una pequeña cantidad de DEA pobre, aproximadamente el 10% de amina que se recircula en toda la planta pasa a través del filtro de carbón activado 102-F para retomarse nuevamente al tanque de balance 104-V, su finalidad es remover hidrocarburos, productos de degradación e impurezas que causarían problemas de espumación y dañarían la mismas bombas, en la se muestra este filtro junto con el proceso de antiespumante, (este sirve para limpiar tuberías y evitar corrosión) trabaja a una presión de 1.0 Kg/cm2 y 98.2ºC.


REGENERACION DE DIETANOLAMINA (DEA).

La solución de DEA rica una vez filtrada en el filtro de cartuchos 101-F es precalentada en el intercambiador de calor 101-EX de DEA rica/DEA pobre, el cual utiliza como medio de calentamiento la solución de amina pobre procedente del rehervidor de la torre Regeneradora, este intercambiador es del tipo 1,2 de tubos y coraza.Del intercambiador de amina 101-EX la DEA rica precalentada se alimenta al plato num. 3 de la torre regeneradora, mas adelante se explicara a detalles el funcionamiento de este equipo. El intercambiador, como ya se menciono calienta la amina rica con la amina pobre caliente, la amina rica va por el lado de los tubos entrando a 73ºC para después salir a 95ºC en cambio la amina pobre circula por el lado de la coraza entra a 121.9ºC y sale a 97.2ºC.
La torre regeneradora cuenta con un sistema de reflujo, el cual esta constituido por el enfriador de gases ácidos 104-EX, el tanque acumulador de reflujo 103-V y las bombas de reflujo, siendo su operación de la siguiente manera.


Los vapores procedentes de la torre regeneradora 102-CO pasan al enfriador de gases ácidos tipo soloaire o condensador 104-EX, en donde la mayoría de vapor de agua contenido en la corriente se condensa por medio de los ventiladores de una temperatura de 104.8ºC a 50ºC. Posteriormente se lleva a cabo la separación de las fases en el tanque acumulador de reflujo 103-V. El agua condensada, junto con los gases ácidos, entran al acumulador de reflujo 103-V que opera a 0.8 kg/cm2 y 52 oC. Por la parte superior de este tanque se obtiene una corriente de gas ácido (H2S y el CO2) que se envía al cabezal de desfogue de baja presión, esto se hace a través de una válvula automática que mantiene la presión en el tanque de 0.8 Kg/cm2, el condensado del tanque acumulador de reflujo se extrae mediante las bombas de reflujo, las cuales lo recirculan al plato numero 1 de la torre regeneradora 102-CO como reflujo en una relación 2:1.


Por la parte inferior de la torre regeneradora 102-CO se cuenta con el rehervidor 101-L de esta misma torre, el cual es un recipiente horizontal a fuego directo, para generar vapor y así mantener la temperatura de regeneración, utilizando para ello el liquido del fondo de la propia torre 102-CO, que por circulación natural pasa a través de este equipo. Tiene una presión de operación de 0.980 Kg/cm2 y una temperatura de 121.9 ºC. Consta de 4 tubos de humo en los cuales se encuentran los quemadores que darán el calor necesario para llevar a cabo la regeneración de amina en la torre regeneradora.
El rehervidor de la torre regeneradora 101-L aprovecha el calor de combustión del gas natural para la regeneración de los vapores, este opera automáticamente para mantener la temperatura de 121.9ªC. esta diseñado para una transferencia de calor de 4,032,000 Kcal/hr, y suministrar 16 MMBTU/hr de calor, operar a 3.516 Kg/cm2 de presión máxima y una temperatura de 148.9ªC. en el interior de este equipo tiene una mampara de derrame y cuatro tubos de “U” de 24” de diámetro (tubos de humo) por donde circulan los gases de combustión.
Del rehervido se obtiene la solución de DEA pobre, la cual pasa al intercambiador de calor 101-EX en donde se enfría a 97.2ªC precalentando la alimentación de amina Rica a la torre regeneradora 102-CO, para después la amina pobre pasar al tanque de balance y de ahí mediante las bombas de recirculación de amina pasa a la torre absorbedora 101-CO en donde comienza todo el ciclo de nuevo.


COLUMNA DE RECUPERACION DE AMINA.
La DEA rica procedente del 101-F (Filtro de Cartuchos) es precalentada en el intercambiador de amina 103-EX para después ser alimentada al plato # 3 de la torre REGENERADORA, 102-CO, donde se desorben los gases ácidos contenidos en la DEA mediante un agotamiento con vapor de agua, generado en el rehervidor. Es en esta torre regeneradora 102-CO donde se lleva a cabo la regeneración de amina mediante la desorción del H2S y CO2. Por el domo de la torre se obtienen el H2S y el CO2, vapor de agua y trazas de hidrocarburos que se envían como ya se dijo al enfriador de gases ácidos 104-EX los fondos de la torre regeneradora por diferencia de nivel pasan al rehervidor 101-L, de donde se proporciona el calor requerido para mantener la temperatura de la torre.Dado que la solución de amina pobre del rehervidor 101-L fluye hacia el tanque de balance 104-V por diferencia de presiones, una variación de ésta en el citado tanque, permitirá un mayor o menor flujo de DEA, lo que se viene a reflejar en el nivel del rehervidor.



VII. CRONOGRAMAS DE ACTIVIDADES.




VII. FUENTES DE CONSULTA.

Se pretende apoyarse de diversos recursos, pero los más importantes son el Internet, los manuales de Operativos de la empresa, por mencionar uno tenemos “operación de una planta Endulzadora de Gas amargo”, “Mantenimiento y Puesta en Marcha de las plantas Endulzadoras de Gas” y “Reglamento de higiene y Seguridad de Petróleos Mexicanos”. Así mismo libros de consulta como “El Manual del ingeniero Químico” de Jhon H. Perry “instrumentación y control avanzado de Procesos” de J. Acevedo Sánchez, “Instrumentación Industrial” de Antonio Creus Solé y “Gas Natural” de Enrique Borras Brucart.

IX. CONTENIDO TENTATIVO.
El contenido tentativo de este proyecto estará dado por:

1) Planteamiento del Problema: En el se explica de manera integra los antecedentes y el surgimiento del problema así como el análisis dando las posibles causas, se manifiesta de manera clara ubicación y tiempos de nuestro enfoque de estudio.
2) Justificación: Se plantea el porque de nuestro proyecto, explicando los efectos y beneficios que pudiera dejar si aplica el mismo.
3) Objetivos de nuestra investigación: Manifestamos la meta trazada, a donde queremos llegar y lo que se desea obtener con el proyecto.
4) Hipótesis: El rediseño de equipos en las plantas endulzadoras de gas de la plataforma PCS en el complejo INY-A, traerá como resultado un sistema administrativo del proceso optimo, como consecuencia la producción de cada una de ellas aumentara hasta conseguir una eficiencia que oscile entre .75 y .85, así mismo se eliminaran riesgos potenciales de accidentes al personal y equipos, ayudando en todo momento a preservar el medio ambiente y el entorno ecológico.
5) Descripción del Marco de Referencia: En este apartado se profundiza sobre la planta, su giro principal y los sistemas con los que se cuenta, se explica el proceso de nuestro sistema, y se ve el punto principal a nuestro problema de una manera mas clara y objetiva, analizando causas y efectos.

6) Sinopsis del contenido: El avance notorio de la tecnología día con día aporta la resolución de muchos problemas en distintas áreas del conocimiento, sin embargo la historia siempre nos ha planteado que al dar solución a un problema o necesidad siempre surgen nuevos retos; gracias a estos avances tecnológicos en el campo industrial se tiene un mejor aprovechamiento de los recursos, dando como resultados productos de buena calidad, así mismo con las nuevas tendencias de seguridad y protección al ambiente, los sistemas tecnológicos se renuevan para aporte de estas causas, sin lugar a dudas industria que no se moderniza y/o implementa técnicas en aprovechamiento de los recursos aplicando las reglas de seguridad correspondientes y cuidando el ambiente es una industria que va destinada a la quiebra y el fracaso. Pemex es la principal fuente de ingresos de nuestro país y en busca de ser siempre una empresa eficiente y competitiva busca que sus instalaciones y personal cuenten con todas las herramientas adecuadas para el mejor aprovechamiento de los recursos, ejemplos podemos citar muchos, ya que todos los días a nivel nacional la empresa trabaja en buscar y mejorar sus sistemas y procesos, el presente trabajo es un ejemplo mas que busca comprobar esta causa; desde un complejo petrolero situado en el Golfo de México en la sonda de Campeche denominado INY-A (Inyección de agua), se buscara la mejora de un sistema de Endulzamiento de Gas Amargo, se comprobara como los errores humanos y la falta de tecnología en el proceso son variables fuertes que golpean directamente en la produccion de Gas combustible, esto mismo se traduce en perdidas millonarias para la empresa lo cual a su vez es un perjudicial para el país, debido a la ya dependencia comprobada que tiene este sobre el petróleo, por tal motivo este trabajo propone un nuevo sistema administrativo del proceso que sea mas eficaz, ayudado por la eficiente automatización de algunos equipos, se explicara a detalle el funcionamiento de las plantas de endulzamiento así como su importancia en el logro de los objetivos de la empresa, el proyecto esta dirigido a alumnos de nivel superior de las áreas de ingeniería e incluso administrativo en busca de aportar bases fuertes en este tipo áreas, se espera que sea de gran utilidad y se aproveche en busca de mejorar el sistema de endulzamiento de gas amargo en el complejo petrolero INY-A, (Inyección de agua).

martes, 17 de febrero de 2009



"La vida en el MAR"