Plantas de Compresion Del Gas Natural

DISEÑO DE PLANTAS DE COMPRESION UBV-2016-II

Plantas De Compresión Del Gas Natural (Pcgn).

Son instalaciones, que en el caso de la industria petrolera reciben gas de las estaciones de producción, para elevar su presión por medio de compresores hasta un nivel mayor, para su posterior utilización; entre ellas cuentan, la transmisión hasta las estaciones de entrega o de medición y regulación, disposición en yacimiento o inyección en proyectos de recuperación o en proyectos de recuperación secundaria. Las plantas compresoras elevan la presión del gas de 40 y 500 psig provenientes de las estaciones de producción hasta un nivel nivel de 5800 a 6500 psig para para luego ser inyectado a diferentes pozos asociados al complejo con fines de recuperación secundaria. Las plantas compresoras están constituidas fundamentalmente por motocompresores y/o turbinas. Estas maquinas pueden succionar gas a uno o varios niveles de presión y pueden descargar igualmente a varios niveles de presión, en base a un motor de combustión interna (reciprocante) o por medio de turbinas (centrífugos), para poder crear la presión que empuje al gas dentro de las líneas de distribución y/o transmisión. Actualmente se refiere el uso de compresores centrífugos manejados por turbinas, que operan en forma automática, con el fin de minimizar la supervisión operacional. Gran cantidad de compresores utilizan en el sistema de reparto una pequeña cantidad de gas, como combustible de sus propias líneas. Instalaciones industriales donde el gas, proveniente de las estaciones de Flujo que son alimentadas por los pozos petrolíferos, es comprimido a través de turbo-compresora y/o motocompresoras capaz de comprimir un volumen de gas a una presión comprendida entre 20 y 180 psig respetivamente y elevarla hasta las presiones establecidas según los requerimientos operacionales para su distribución en diversos usos, tales como la extracción de sus derivados, (propano, metano, etc.), y para enviar nuevamente a los pozos (Gas lift), entre otros. Estructura Típica De Una Planta Compresora.

Una planta compresora esta normalmente formada por una o más unidades compresoras, accionadas cada una de estas por un motor que normalmente es de combustión interna (diesel y gas) aunque ocasionalmente se pueden encontrar eléctricos. Generalmente las unidades moto-compresoras se instalan en el interior del edificio diseñado para proteger las unidades de la acción del medio ambiente y a la vez facilitar las tareas de operación y mantenimiento de las mismas. Las unidades


compresoras generalmente constan de una o más etapas, no excediéndose normalmente las 5 etapas. La disposición de las unidades es tal que en caso de fallar una de ellas las otras pueden continuar trabajando, arreglo conocido como paralelo. Este arreglo en paralelo es explotado exhaustivamente en el diseño de toda una planta compresora, no solamente a nivel de la planta misma sino también a nivel de las unidades mismas, así de ser necesario se puede prescindir de una misma unidad compresora sin que por eso se tenga que detener la unidad como un todo. Una planta compresora puede recibir simultáneamente corrientes de gas a diferentes presiones. Estas corrientes antes de ser alimentadas son medidas al entrar. Las corrientes medidas son depuradas, en recipientes que se encargan de retener las partículas liquidas y sólidas que arrastra el gas natural, pasando enseguida a los respectivos cabezales de succión donde son distribuidas hacia las distintas unidades. El gas comprimido que abandona los cilindros compresores es enviado hacia los enfriadores respectivos de cada unidad, desde donde el gas enfriado pasa al cabezal de descarga respectivo. Durante el enfriamiento de la corriente de gas, parte de los componentes pesados condensan como pequeñas gotas que quedan en suspensión en el seno de la corriente de gas, por lo que el gas antes de ser enviado al cabezal de succión de la próxima etapa es circulado a través de un depurador (separador) de Inter-etapas donde se le remueve el liquido condensado. Para el caso de PCGN que usan turbocompresores están compuestos por compresores radiales y turbinas centrípetas.


Tipos de plantas compresoras. 

Según su estructura pueden ser modulares o convencionales



Según su capacidad de compresión pueden ser plantas o mini plantas

Planta Modular.

Es una instalación turbocompresora que presenta básicamente las siguientes estructuras: 

Un módulo común de entrada.



Desde uno hasta cuatro módulos de compresión.



Un módulo central.



Un módulo de venteo.



Plantas deshidratadoras (si aplica en el área)


En estas instalaciones, los módulos de compresión están constituidos por depuradores, intercambiadores de calor y compresores centrífugos, además poseen equipos asociados a a estos sistemas tales como: motores eléctricos, válvulas de control, válvulas con actuadores mecánicos, neumáticos y/o eléctricos, válvulas de retención “check valve” y valvulas de seguridad. consiste en una instalación con la capacidad de

recibir mezclas de agua y aceites u otros hidrocarburos líquidos; separar estos últimos del agua, si fuera necesario; almacenarlos en forma segura hasta que sean cargados y transportados para su posterior disposición final. Componentes de una planta compresora.

El sistema de Facilidades de Entrada tendrá una capacidad total de XX MMPCED de gas, que será incorporado al sistema de deshidratación del gas. Por su parte, XX

el

sistema

MMPCED

de

que

compresión

será

manejará

distribuido

en

un trenes

volumen de

de

gas

compresión,

de los

XX MMPCED de gas restante serán enviados al sistema de gas combustible y arranque. De esta manera, la planta compresora estará conformada por los siguientes sistemas: 

Facilidades de Entrada.



Área Deshidratación de Gas.



Área de Compresión de Gas.



Sistema de Alivio y Venteo.



Sistema de Desvío de Planta.



Sistema de Manejo y Estabilización de Condensados.



Gas Combustible.



Aire Comprimido.



Electricidad.



Suministro de Agua Doméstica.



Sistema de Tratamiento de Agua efluente.



Sistema

de

Prevención

y

Extinción

de

Incendio.


Importancia del proceso de compresión

Una PCGN, es toda instalación localizada en tierra (baterías) o en alta mar (plataformas marinas), cuya finalidad es comprimir el gas producido por los reservorios aledaños. Cuando los compresores comunican presión al gas, que es un fluido compresible, reducen el volumen de este. El gas que se obtiene en el proceso de compresión se denomina Gas Natural Comprimido (GNC), que viene a ser un gas fácil de transportar a través de gasoductos o en embases adecuados. Entre las principales utilidades del (GNC) está: a. Inyección de gas lift: Generar el ascenso de petróleo en aquellos pozos que producen

gas asociado, para recuperación secundaria. Llamado también gas de levantamiento artificial. b. Gas de recuperación. Inyectarlo a dichos pozos para mantener su presión. Esto

mejora el nivel de recuperación del crudo y reduce la tasa de subsidencia (hundimiento de una superficie). c. Gas domestico Venderlo a aquellas plantas procesadoras de gas para su posterior

venta como combustible de uso doméstico, para el encendido de las cocinas en los hogares. d. Gas consumo propio: Para procesos industriales o para generar energía eléctrica en

centrales termoeléctricas. En líneas de transferencia usado como combustible para las turbinas y generadores de gas, hornos y calderas. e. Utilización como Gas Natural Vehicular (GNV).

Para la utilización del (GNC) en la industria se recomienda verificar el funcionamiento de los sistemas de combustión por medio de la intervención de un matriculado o del fabricante del equipo, dicho control, como mínimo deberá abarcar lo siguiente: 1. La calidad de la combustión mediante el análisis de los gases productos de la combustión (temperatura, componentes y características del proceso). 2. La calibración de los instrumentos de medición, por ejemplo los que controlan las variables que intervienen en el proceso de la combustión.


3. Los enclavamientos de seguridad, los tiempos de cierre de válvulas automáticas de bloqueo ante falla del encendido. 4. La hermeticidad del cierre de esas válvulas. 5. La verificación periódica de posibles fugas. Consideraciones Generales de diseño.

En términos generales, esta Ingeniería contempla el diseño y definición de las siguientes instalaciones: 





    



   

Instalaciones de Recepción de gas natural (Facilidades de Entrada) a presiones que oscilan entre XX y YY psig, desde donde se enviará a la planta de tratamiento de gas. Estas instalaciones deberán incluir filtros primarios y pulidores, enfriadores de gas y depuradores de líquidos. Sistema de deshidratación con Trietilenglicol (TEG) que tendrá una capacidad nominal de XXX MMPCED de gas, considerando el gas requerido como gas combustible. Este sistema incluye un sistema de tratamiento y disposición de los gases de benceno, tolueno, etilbenceno y xilenos (BTEX) que se generan en la torre de regeneración de TEG Trenes de turbocompresión para incrementar la presión desde XXX psig a YYY psig, que tendrá una capacidad de ZZZ MMPCED. Subestación Eléctrica. Planta de tratamiento de aguas efluentes Sistema de mechurrios para la despresurización y desahogo de la planta Sistema de Mechurrio para desvío (bypass) de la planta. Sistema de manejos y estabilización de condensados, generados en las facilidades de entrada, planta de deshidratación, depuradores interetapa de los trenes de compresión, y despojadores de líquidos (KOD) Servicios industriales (Aire de instrumentos y servicio, aguas servidas, aguas de procesos, agua potable, etc..). Sala de control y edificaciones para los servicios industriales requeridos. Sistema de detección y extinción de incendio. Sistema de seguridad y control de acceso. Sistemas de medición y control.


Códigos, normas y estándares aplicables

El diseño de la Ingeniería se realizará de acuerdo a las Normas PDVSA, códigos y estándares internacionales, a fin de lograr la calidad de los productos, confiabilidad y seguridad durante el diseño, construcción y operación de las instalaciones.          

Normas PDVSA NFPA National Fire Protection Association Normas CADAFE Normas ANSI/IEEE ASME/ANSI: IEC: International Electrotechnical Commission AGA: American Gas Association Normas ASTM Normas API: American Petroleum Institute Variables a estudiar en una planta de compresión.

Bases de diseño



Unidades de Medición Ubicación Geográfica Datos del Sitio Capacidad de las Nuevas Instalaciones Facilidades de Entrada, Planta de Deshidratación, Planta de Turbocompresión



Sistema de Desvío de la Planta

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Criterios del diseño de procesos. 

Generales: Máxima seguridad de las operaciones, Máxima operabilidad y simplicidad de operación, diseño y construcción, Mínimo impacto ambiental y


afectación a terceros. Mínimos costos de inversión, de operación y de mantenimiento. 

Identificación de Equipos “TAG”



Identificación de líneas, según la Especificación PDVSA L-TP 1.3



Tuberías y Conexiones: ◦

El flujo de diseño de las tuberías de Procesos y Servicios será 10% adicional del flujo máximo manejado por cada tren de procesos

◦

La caída de presión total en la tubería de succión del compresor, debe garantizar que la presión de succión del compresor sea mayor que la mínima presión de operación de succión, la cual es 10% menor que la presión de operación normal.

◦

◦

La mínima velocidad para líquidos será de 3 pie/seg. La velocidad en tuberías y cabezales no debe exceder 80% de la velocidad erosional. Donde la velocidad erosional se define como: Tuberías para Líquidos y Tubería para Gases



Almacenamiento con Tanques o



Condiciones de Diseño

Cuerpo del Tanque: Para una gravedad específica del fluido igual a uno; si el valor real es menor o igual a uno (1); por otro lado se usará el valor real de gravedad específica del fluido, cuando sea mayor que uno (1).



Altura del Tanque: La altura nominal del tanque, dependerá de la longitud de las láminas a ser utilizadas.



Tolerancia a la Corrosión (pulg)



Compresores: El diseño esta basado en la aplicación de la primera y segunda ley

de la termodinámica. Considerando en el balance de energía estado estacionario,


cambios en energía cinética y potencial despreciables, así como las pérdidas de calor con los alrededores, resultando: Temperatura de Descarga Consideraciones de Proceso: Debido a que el funcionamiento del compresor centrífugo es sensible a las restricciones de flujo, el ensuciamiento por polimerización se debe evitar. Esto limita la temperatura permitida a 120°C (250°F) en la descarga Limitaciones del Material: El hierro fundido, el cual se emplea normalmente en carcasas de baja presión, limita la temperatura del compresor a 230°C (450°F). Limitaciones Estructurales: Las formas complejas de carcasas usadas en modelos de compresores centrífugos para servicios de volumen alto, presión baja y boquillas múltiples tienden a distorsionar excesivamente cuando están expuestos a gradiente de temperatura mayor de 175°C (350°F). En tal sentido como la corriente de gas a utilizar en el Proyecto es rica en compuestos saturados y los materiales de la carcasa de los compresores serán para soportar alta presión, la temperatura de descarga establecida será la indicada por limitaciones estructurales (350 °F). Turbinas de Gas

Las turbinas deben diseñarse y elaborarse de acuerdo a la especificación o Norma API 616 (4ta edición), excepto en aquellos aspectos establecidos por PDVSA. La turbina de gas (generador de gas y turbina de potencia), deberá ser dimensionada, como mínimo, para entregar continuamente el 110% de la potencia máxima requerida Para el diseño y cálculos de la turbina a gas, se deberá usar una temperatura ambiente (Bulbo Seco) de 105 ºF y una altura sobre el nivel del mar de 261 m.s.n.m (856 pies). Diseñada y construida para un mínimo servicio de vida útil de 20 años y por lo menos de 3 años de operación Bombas

Las bombas serán diseñadas para un flujo igual al 120% del flujo normal de operación. Este valor será utilizado para el Cálculo de la Presión de Succión, Presión de Descarga, Cabezal, Presión de Shut-Off y Potencia Hidráulica. Para bombas centrifugas, si el valor del NPSH (Net Positive Suction Head) disponible es mayor o igual a 25 pies, siempre se deberá especificar 25 pies en vez del valor calculado, tal como se especifica en la norma PDVSA MDP –02–P–04 “NPSH”.


Se deberá proporcionar una diferencia superior entre el NPSH disponible y el NPSH requerido de por lo menos, tres (3) pies de líquido. La presión de vapor (psia) será determinada a la máxima temperatura de bombeo. Se establece una pérdida de presión de 01 psi para filtros instalados en la succión Motores Eléctricos

Los motores serán especificados y seleccionados de acuerdo a la norma PDVSA N-251, “Technical Especification for TEFC Squirrel Cate Induction Motors 370 kW (500 HP) and Below, y la norma PDVSA N-252 sección 3.3. Intercambiadores de Calor

Los intercambiadores serán diseñados de acuerdo con las normas TEMA y ASME 

Intercambiadores de Doble Tubo



Enfriadores con tiro de aire (Fin Fan Coolers)

Slug Catcher

El dimensionamiento del receptor de líquidos de entrada (Slug Catcher) se realizará de acuerdo a las norma DEP 31.40.10.12 Gin de Shell "Desing of Multiple Filtros de Gas

Se debe diseñar un sistema de filtrado que garantice el filtrado de la corriente de gas bajo cualquier condición de operación o mantenimiento. La caída de presión máxima permisible para los filtros de gas es de 5 psi. Recipientes

El principio físico apropiado para los cálculos de los recipientes es la caída libre de una partícula (esfera) a través de un fluido. Sistema de Deshidratación

El sistema de deshidratación de gas se realizará mediante la tecnología de absorción con Trietilenglicol (TEG). El sistema de deshidratación de gas será diseñado a fin de garantizar una corriente de gas con un máximo de 5 Lb/MMPCE La deshidratación del gas se obtiene en varias etapas de equilibrio, que son optimizadas por la cantidad de bandejas instaladas en la torre. Se establece entre 8 a 12 bandejas con una eficiencia de 33 %.


Sistema de Alivio y Venteo

Se requiere diseñar un sistema integral conformado por un sistema de alivio y venteo compuesto por KOD y Mechurrio capaz de manejar de una forma segura, estable y bajo las normativas de seguridad física tanto de instalaciones como del personal, todo el volumen de fluidos entrampados en los equipos, líneas y accesorios 

Torres de Fraccionamiento

Eficiencia de la torre: 

Estabilizadora de condensados: 45%.



Contactores de glicol: 33%.

Mínimo Nivel bajo bajo de líquido (LLLL): 1 Pie. Factor del sistema: 0,85 (Formación moderada de espuma). Número de pasos por plato: 2. Espaciamiento entre platos: 24 pulgadas. Diámetro de la columna constante en toda su longitud. 

Hornos de Fuego Indirecto



El flujo de calor máximo será limitado a 7000 Btu/ft2/hr



La velocidad másica promedio será entre 250 a 350 lb/pie 2-seg.



El factor de sobre diseño será de 20%.



La presión normal en los quemadores será de 10 psig.



La eficiencia del horno se establece en 85%.

Sistema de Inyección de Químicos

Criterios de diseño mecánicos Presión y Temperatura de Diseño

Para determinar los valores de diseño en presión y temperatura, debe usarse la norma PDVSA MDP-01-DP-01 “Temperatura y Presión de Diseño”. Presión de Diseño

La presión de diseño es la máxima presión interna o externa utilizada para determinar el espesor mínimo de tuberías, recipientes y otros equipos. Para condiciones de vacío parcial o total, la presión externa es la máxima diferencia entre la


atmosférica y la presión en el interior del recipiente o tubería. La presión de diseño se seleccionara como el mayor valor numérico de los siguientes casos: 

110% de la presión máxima de operación.



La presión de operación mas 25 psig. Esta regla se aplica cuando se utiliza una válvula de alivio de seguridad convencional.



Presión Máxima de Operación (PMO)

Presión de Diseño



Bajo 247 psi



Entre 247 psi y 580 psi

110% de PMO



Entre 580 psi y 1160 psi

PMO + 58 psi



Sobre 1160 psi

PMO + 25psi

105% de PMO

La presión de diseño para tuberías debe ser consistente con la presión de diseño para los recipientes y equipos a los cuales se conectan. Las tuberías sujetas a presión por bloqueo de bombas centrifugas y no protegidas por un aparato AP, se tomara el mayor entre los siguientes: 

Presión de succión normal de la bomba más 120% del diferencial de presión normal de la bomba.



Presión de succión máxima de la bomba más el diferencial de presión normal de la bomba.

Temperatura de Diseño

La temperatura de diseño para equipos y sistemas de tuberías se define generalmente como la temperatura correspondiente a la más severa condición de temperatura y presión coincidentes, a la que va a estar sujeto el sistema. Para equipos a presión en acero al carbono sometidos a temperatura mayores a las ambientales la temperatura de diseño se agregara 50°F a la temperatura de operación Para el caso de temperaturas inferiores a la temperatura ambiente, se considera que la temperatura de diseño será igual a la temperatura mínima de operación del proceso. Recipientes

Todos los recipientes a presión serán diseñados de acuerdo con los requerimientos del código ASME “Boiler and Pressure Vessel” Code Section VIII,

División 1 o División 2. De acuerdo a la norma PDVSA D- 211 “Pressure Vessel Desing


and Fabrication Specification”, se debe tomar en consideración los siguientes criterios

en el diseño de los recipientes: 

Categoría 1: deberá ser seleccionado si una o más condiciones aplica cuando el valor P*V no exceda a 1000 bar ( 15000 psi), espesor Nominal > 35 mm, la presión de Diseño > 20 bar para Acero Inoxidable o aleaciones de Níquel.



Categoría 2: Será seleccionado para todos los servicios que no están cubierto por la categoría 1 o categoría 3



Categoría 3: deberá ser seleccionado para: recipientes de Servicios ( aire, agua, gas Inerte); recipientes atmosféricos.

El diseño en la categoría 1 será de acuerdo al ASME sección VIII Div. 2, para la categoría 2 y 3 serán seleccionado por división 1 o División 2 si las consideraciones económicas (Costo) es menor que la división 1. Compresores de gas.

Los compresores del tipo centrifugo deberán diseñarse y construirse de acuerdo a lo establecido en el código API 617 “Axial and Centrifugal Compressors and Expandir Compressors for Petroleum, Chemical and Gas Industry Services” y la norma GB -201-R “Centrifugal Compressors”. Los compresores centrífugos serán accionados por turbinas

a gas. Los compresores deberán diseñarse y construirse para una vida útil de 20 años y para 5 años ininterrumpidos de operación. El equipo deberá ser diseñado para funcionar sin daño a la máxima presión de trabajo. Turbinas a gas Diseñadas y fabricadas de acuerdo a la especificación API 616 “Gas Turbines for the Petroleum, Chemical, and Gas Industry Services” 4ta edición, excepto por aquellos

aspectos que sean superados por la especificación respectiva del paquete de Turbocompresión: “Technical Especification for Evaluation of Turbocompresor Package”. Las

turbinas serán a gas (combustible) con un sistema de control de emisión de combustible. Las emisiones de los gases de escape NOx y SOx, deberá ser como máximo en 150 ppm (NOx) y 1605 ppm (SOx). Especificadas en las leyes nacionales. La máxima velocidad permitida, utilizada para el diseño, deberá ser la que permita una operación continua según se establece en el punto 3.19 de la norma API 616 Gas Turbines for the Petroleum, Chemical, and Industry Services”. El equipo así como sus internos deberán ser diseñados para una vida útil de 20 años y 3 años de operación ininterrumpida. Se


recomienda la primera inspección a las 8000 horas de funcionamiento. Reconoce que este es un criterio de diseño y que la inspección de la sección caliente puede ser necesaria, sin embargo, el tiempo necesario entre una inspección y no deberá ser inferior a 8000 horas de funcionamiento. Intercambiadores de Calor.

Diseñados de acuerdo con las normas Tubular Exchanger Manufacturers Association (TEMA) “Standards of the Tubular Exchanger”, ASME “Boiler and Pressure Vessel”,

Section VIII y PDVSA EA-201-PR “Shell and Tube Heat Exchange Equipment”. Tanto la carcasa como el lado de los tubos tendrán estampe. Los intercambiadores de tubo y carcasa fabricados fuera de Venezuela serán registrados en el “National Board of Boiler and Pressure Vessel Inspectors”.

Presión de Diseño: Estará basada en la presión de operación normal, teniendo en consideración el funcionamiento previsto anormal del sistema más 10% ó 29,4Psi, cualquiera

que

sea

mayor.

Ésta

estará

indicada

en

el

documento

AC1030803-PB2D3-MD17003 “Hoja de Datos Intercambiadores Tubo y Carcaza”. De acuerdo al Punto 2.6 de la Norma PDVSA EA-201- PR “Shell and Tube Hear Exchance Equipment”, los intercambiadores de calor que operarán por debajo del vacío

y en servicio con vapor, deberán ser diseñados para una presión externa de 15Psi (14.7Psi) (1,054 Kg/cm 2). La presión mínima de diseño para intercambiadores deberá ser de 51,45Psi (3,5 Kg/cm 2), para ambos casos, con los tubos dentro o fuera de la carcasa, según lo especificado en el Punto 2.6 de la Norma PDVSA EA-201-PR “Shell and Tube Hear Exchance Equipment”

Aeroenfriadores.

Diseñados de conformidad con los requerimientos establecidos en la especificación “Especificacion

Enfriadores

Interetapa”

#AC1030803-PB3D3-MD16007, y a la norma PDVSA EC-201 ”Air Cooled Heat Exchanger”.

Los cabezales deberán ser diseñados de acuerdo a los requerimientos del código ASME VIII Div. 1 o 2, dependiendo de sus niveles de presión. El cabezal de los enfriadores por aire deben ser del tipo cabezal partido “Split header boxes” con tapones


para acceso de los tubos por ambos lados del enfriador. El enfriador por aire debe ser de tiro forzado, accionado por motor eléctrico y transmisión por correa. Los enfriadores por aire deberán ser diseñados con una temperatura de “approach” no menor a 10 °F.

La temperatura de bulbo seco de diseño deberá ser la indicada en la información correspondiente a los Datos del Sitio. Equipo Paquete de Mechurrios.

El diseño preliminar de los equipos y sistemas que conforman los mechurrios es generado por la disciplina procesos y la hoja de Datos por la disciplina Mecánica. El equipo será diseñado según en la Guía de Ingeniería PDVSA 90616.1.021 “Sistemas de Mechurrios”, normas API RP 520 “Diseño de Sistemas de Alivio de Presión en Refinerías

- Parte I” e “Instalación de Sistemas de Alivio de Presión en Refinerías - Parte II”, API RP 521 “Guía para Sistemas de Presurización y Despresurización” y de acuerdo a los requerimientos establecidos en la especificación del proyecto “Especificacióne s de Mechurrios“. Los mechurrio está conformado principalmente por los siguientes equipos

y/o partes: 

Estaca, Quemador, Pilotos electrónicos individuales retractables., Sistema de ignición con panel de control, incluyendo controles lógicos programables (PLC) para control, monitoreo y protección del mechurrio.



Sello molecular o su equivalente de acuerdo a la recomendación del fabricante



Equipo de gas de purga



Tuberías y válvulas hasta los límites de interconexión del paquete.



Sistema de monitoreo UV con capacidad de detección de llamas a una distancia de 150 metros (500 pies).



Luces de Navegación.

Tanques de Almacenamiento Atmosféricos.

La capacidad de estos equipos será generado por la disciplina procesos y el cálculo y diseño como las hojas de datos por la disciplina Mecánica. Los tanques atmosféricos serán diseñados en forma general conforme a la Norma API 650 “Welded Steel Tanks for Oil Storage”, y en caso de c onsiderarse se aplicaran capitulo de la Norma API 12D “Specification for Field Welded Tanks for Storage of Production Liquids” y de acuerdo a

los requerimientos establecidos en el documento AC1030803PB2D3MD16009 Especificación de Tanque de Almacenamiento. Para el cálculo del espesor de pared se


seguirá el procedimiento denominado Método de Un Pié, tal como lo indica la Especificación PDVSA F-201 “Atmospheric Storage Tanks”. Bombas Centrífugas.

Todas las bombas centrifugas se diseñarán de acuerdo a las Normas indicadas: 

PDVSA GA-201 (Centrifugal Pumps).



Norma API 610 (Centrifugal Pumps for Petroleum, Heavy Duty Chemical)



Norma ANSI B73.1M (Specification for Horizontal end Suction centrifugal Pumps)



Todas las bombas dosificadoras deberán ser diseñadas de acuerdo a la: Norma PDVSA GA-202 (Positive Displacement pumps), y por la Norma API - 675



Los motores de las bombas accionadas con motor eléctrico serán diseñados según la norma PDVSA N° NB-212 (Motores Eléctricos).

Tuberías

El diseño de los sistemas de tuberías dentro de los límites de la Planta Compresora será

realizado

siguiendo

los

requerimientos

de

las

Normas

PDVSA H-251 “Process and Utility Piping Desing Requeriments” y la PDVSA MDP-01-DP-01 “Temperatura y Presión de Diseño”. 

Para tubería a instalar en planta y menores a 2500 Psi el diseño se realizará de acuerdo ASME B 31.3 “Process Piping”. Capitulo II Design Parts 1 Conditions And

Criteria. 

El espesor de tubería requerido deberá ser determinado por la ecuación 304.1.1 de la Norma ASME B31.3 “Process Piping”:



El espesor de tubería recta bajo la presión interna de diseño no deberá ser menor al calculado de acuerdo a cualquiera de las ecuaciones 304.1.2 (a) y (b) de la Norma ASME B31.3 “Process Piping”:



Para Tubería a instalar en planta y mayores a 2500 Psi se utilizará la ASME B31.3 “Process Piping”. Capitulo IX High Pressure Piping.



El espesor de tubería requerido deberá ser determinado por la ecuación (33) del punto K304.1.1.



El espesor de pared para tubería recta no deberá ser menor al calculado de acuerdo a las ecuaciones (34a) o (34b) del punto K304.1.2:




Para Tubería a nivel del pozo y aérea serán de acuerdo ASME B31.3 “Process Piping”. Capítulo IX High Pressure Piping.

La presión de la prueba hidrostática que se aplicará al sistema de tuberías será de 1,5 veces la presión de diseño del sistema, corregida por temperatura y carga hidrostática según ASME B31.3. “Process Piping”, siguiendo la ecuación del Punto

345.4.2: Las deflexiones por encima de ½” no deberán ser permitidas en ninguna línea, según la Norma PDVSA H - 251 “Process and Utility Piping Desing Requeriments”. El diseño de los ruteos de tuberías se regirá estrictamente por lo indicado en la Norma PDVSA H -251 “Process and Utility Piping Desing Requeriments” punto 2.1 y los D.T.I. (Diagramas de Tuberías e Instrumentación) 

Sistema de Agua contra Incendios



Revestimiento y Pintura



Límites de Ruido



Aislamiento



Protección Personal Consideraciones para el diseño de plantas compresoras.

1.- Parámetros De Campo A Tomar En Cuenta En La Termodinámica Del Proceso De Compresión:

a. Caudal y composición de gas producido. b. Caudal de gas venteado. c. Presión de de entrada / salida del gas en la última etapa de compresión. d. Caudal de gas desplazado. d. Temperatura de entrada. 2.- Propiedades De Los Fluidos. Composición de la Mezcla de Gas: Si la mezcla gaseosa contiene algunos

constituyentespoco usuales, para los cuales no existe disponibilidad de datos acerca de algunas de sus propiedades, la Especificación del Diseño deberá incluir datos sobre peso molecular, relación de calor específico y la compresibilidad a las condiciones de entrada y descarga.


Contenido de líquido: La presencia de líquidos en la corriente gaseosa, usualmente es

dañina a los compresores y deberá evitarse diseñando un sistema de entrada apropiado. Contenidos de Sólidos: Partículas sólidas grandes en la corriente gaseosa pueden

causar daños mayores en compresores de cualquier tipo. Partículas sólidas pequeñas, tales como desechos de soldadura, productos de corrosión, arena, etc., pueden dañar las válvulas y partes del revestimiento de los compresores reciprocantes. Cuando se prevea que algunos sólidos lleguen a un compresor bajo ciertas condiciones de operación (tales como polvo de catalizador, partículas de hierro, etc.), estas tienen que ser completamente descritas en la especificación del diseño. 3.- Proceso de compresión:

1.- Temperatura Crítica: es la mayor temperatura a la cual el gas puede ser licuado. 2.- Presión Crítica: es la presión de saturación a la temperatura crítica. 3.- Proceso adiabático: proceso durante el cual no hay calor adicionado o removido del sistema. Un proceso adiabático que es además reversible se conoce como proceso isentrópico. El extremo opuesto, en el que tiene lugar la máxima transferencia de calor, causando que la temperatura permanezca constante, se denomina proceso isotérmico. 3.1.- Proceso Isentrópico: proceso donde la entropía (mide el grado de organización del sistema, o que es la razón incremental entre un incremento de energía interna frente a un incremento de temperatura del sistema, magnitud física termodinámica que permite medir la parte no utilizable de la energía contenida en un sistema, y que no puede utilizarse para producir trabajo W) se mantiene constante. 3.2.- Proceso Isotérmico: proceso en el cual no hay cambio de temperatura. Proceso Politrópico: proceso en el cual no hay cambios en las características del gas durante la compresión. Se da cuando un fluido gaseoso se expande o comprime de manera tal que la presión y el volumen cambian proporcionalmente de forma tal que PVn=C. y donde C y n son constantes Factor de Compresibilidad: es la relación del volumen actual de un gas al volumen de un gas perfecto a las mismas condiciones. Potencia de Freno: es el requerimiento total de la potencia incluyendo potencia del gas y todas las pérdidas por fricción mecánicas.


Eficiencia de Compresión: es la relación del requerimiento de trabajo teórico (usando un proceso establecido) y el trabajo actual requerido a ser hecho sobre el gas a comprimir. Tomando en cuenta pérdidas por fuga internas y fricción así como variaciones del proceso termodinámico teórico. Eficiencia de los compresores centrífugos: A pesar que su eficiencia no es óptima son muy utilizados en la industria

petrolera. Los compresores centrífugos, por lo general son de menor peso y tamaño que los reciprocantes. En los últimos años se ha incrementado el uso de estos compresores, en vista que no presentan fuerzas inerciales que inducen a vibraciones. Como se explicó anteriormente, el propósito de un compresor centrífugo es incrementar la presión del gas y esto se efectúa en dos etapas. Los compresores dinámicos, grupo al que pertenecen los compresores centrífugos, se basan en el principio de impartir velocidad a una corriente de gas y luego convertir esta energía en presión. Con frecuencia a estos compresores se les denomina turbocompresores; y los cilindros centrífugos comprenden, tal vez el 80% o 49 más de los compresores dinámicos. Los compresores centrífugos tienen relativamente pocos problemas y son confiables para mover gas. Eficiencia de compresores reciprocantes tienen ventajas operativas que los Han

ubicado como los más conocidos en el campo de la industria del Crudo y del gas natural, compuestos por pistones que se desplazan dentro de los cilindros hasta que las válvulas de descarga y succión actúen de acuerdo con el diseño, es de menor precio y de mayor eficiencia que los otros modelos de las operaciones de campo, pero tienen como desventajas periodos cortos de operación continua, problemas de pulsación y vibración y factor de servicio menor al 100%. Relación de Compresión: se refiere a la relación de los volúmenes dentro de un cilindro de motor reciprocante al comienzo y al final del recorrido de compresión. El valor nominal es igual al desplazamiento mas el volumen de espacio muerto dividido entre el volumen de espacio muerto, pero el valor efectivo es algo menor, debido a la regulación de válvulas o de lumbrera. Potencia de Gas: es el requerimiento actual de potencia para compresión a condiciones particulares, incluyendo todas las pérdidas termodinámicas, por fugas y por fricción del fluido, pero excluyendo las pérdidas por fricción mecánicas.


Relación de Presión: es la relación de la presión de descarga absoluta sobre la presión de entrada absoluta en cualquier ciclo de compresión 4.- Selección de un compresor:

a. El uso que se va a destinar y aquellos otros requerimientos relativos a presión, aire exento de aceite, etc. b. Máxima y mínima demanda de aire, variaciones estaciónales, desarrollo futuro previsto, etc. c. Condiciones ambientales; los factores que hay que considerar aquí son: temperaturas extremas, grado de contaminación del aire, altitud, etc. d. Clase de edificación en la que se va a instalar el compresor; los factores a considerar son limitaciones al espacio, cargo que puede soportar el sólido, limitaciones en la vibración, etc. e. Cuál es el costo de la energía. f. Qué cantidad de calor puede recuperarse. g. Que limite de disponibilidad de potencia existe. h. Que limitaciones de ruido hay. i. Continuidad o intermitencia en la necesidad de aire. j. Considerar si el costo de una parada es aceptable. k. Que experiencia tiene tanto el usuario como el personal de mantenimiento. Limitaciones críticas de un compresor centrífugo

• Temperatura de descarga permitida

1. Consideraciones de proceso: Debido a que el funcionamiento del compresor

centrífugo es sensible a las restricciones de flujo, el ensuciamiento por polimerización se debe evitar. Esto limita la temperatura permitida a 120°C (250°F) en la descarga a aquellas

corrientes

ricas

en

diolefinas

y

olefinas.

2. Limitaciones del material: El hierro fundido, el cual se emplea normalmente en

carcasas de baja presión, limita la temperatura del compresor a 230°C (450°F). El plomo se usa en algunos compresores centrífugos en los laberintos opuestos del pistón de


balance,

limitando

así

la

máquina

a

más

o

menos

195°C

(380°F).

3. Limitaciones estructurales: Las formas complejas de carcasas usadas en modelos

de compresores centrífugos para servicios de volumen alto, presión baja y boquillas múltiples tienden a distorsionar excesivamente cuando están expuestos a un gradiente de temperatura mayor de 175°C (350°F). Las tolerancias muy pequeñas, radiales y axiales, que se requieren para alta eficiencia son adversamente afectadas por las distorsiones de la carcasa. Los diseños especiales de compresores centrífugos están disponibles para temperaturas a la descarga tan altas como 425 a 540°C (800 a 1000°F). Para servicios de regeneración en caliente hasta 260°C (500°F), se usan comúnmente construcciones de etapa simple suspendida con modificaciones solo a los sellos de ejes; y

se

han

aplicado

para

servicios

mayores

de

425°C

(800°F).

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• Temperatura de entrada: Temperaturas de entrada tan bajas como –115°C (–175°F)

pueden ser manejadas por diseños convencionales con la selección de materiales adecuados. Para servicios de más bajas temperaturas debe consultarse a especialistas. • Presión de descarga: Los diseños de compresores centrífugos están disponibles

comercialmente para presiones de descarga de 38000 kpa man. (5500 psig), y están siendo desarrollados para presiones de 48000 a 62000 kpa man. (7000 a 9000 psig). • Cabezal: Muchos de los diseños de compresores centrífugos se limitan de 8 a 9

impulsores por carcasa; unos pocos diseños comerciales pueden acomodar 10, 11 ó 12 etapas. El cabezal que cada etapa del compresor puede desarrollar es típicamente de 3000 m (10000 pie) para gases cuyos pesos moleculares están en el rango del aire, 2600 m (8500 pie) para gases con M = 55 y 3500 m (11500 pie) para gases con M = 5. El cabezal promedio por etapa es usualmente menor que el máximo cabezal desarrollado por etapa. El cabezal total por carcasa rara vez excede los 30000 m (100000 pie). Muchos modelos tienen limitaciones muy por debajo de este nivel. Los compresores de etapa simple y alta velocidad se pueden especificar para cabezales tan altos como 8500 m (28000 pie). Las etapas de los compresores centrífugos, paquetes que manejan aire de planta, alcanzan de 6100 a 6700 m/etapa (20000 a 22000 pie/etapa). Los impulsores especiales de alto desempeño que se utilizan en compresores multietapas desarrollan

cabezales

tan

altos

como

5200

m

(17000

pie).

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• Flujo volumétrico a la entrada: El mínimo para máquinas convencionales está

cercano a 0.17 m3/s (350 pie3/min) real para gases limpios y 0.24 m 3/s (500 pie3/min) real para gases sucios. El máximo de unos pocos fabricantes está en el rango de 71 a 90 m3/s (150000 a 190000 pie3/min) para el aire y cerca de la mitad de este nivel para gases. Este nivel ha sido alcanzado por arreglos tanto de flujo sencillo como de flujo doble. • Flujo volumétrico a la descarga: El mínimo es ligeramente más bajo que la

limitación a la entrada, típicamente entre 0.14 y 0.19 m 3/s (300 a 400 pie3/min) real, actuando a condiciones de descarga. El máximo no es significante. Sensibilidad mecánica

a) Deficiencia de aceite lubricante en los cojinetes. b) Sucio en el aceite lubricante. c) Desalineación del acoplamiento. d) Desbalanceo del rotor debido a cuerpos extraños que se alojan en el impulsor, o por pérdida irregular de metal en los impulsores. e) Líquido entrampado. Causas principales de la caída del

Causas del venteo de gas natural en una

rendimiento de una PCGN

PCGN.

• Caída de la eficiencia total de las unidades

• Falta de capacidad de compresión de las

de compresión.

unidades de compresión.

• Envejecimiento de la superficie interna de

• Produccion inesperadamente más gas de lo

las tuberías de gas por la condensación de normalmente esperado, habiendo así un exceso los líquidos que contienen, y que también que desafortunadamente debe ser venteado. les produce corrosión interna.

Factores Sensitivos en Costos de Inversión.

Los siguientes factores en el diseño de los servicios de compresión tienen la mayor influencia sobre el costo del compresor, su accionador e instalación, y por lo tanto requieren de una atención especial durante el diseño del servicio:


• Número de unidades compresoras instaladas en paralelo. • Tipo de Compresor. • Diseño de etapas (Número de etapas de proceso de compresión). • Tipo de accionador. • Velocidad de Flujo: especificadas en unidades de: Libras por hora, Moles Totales por

hora y Caudal actual, m3/s (Pie3/min), calculado a las condiciones de entrada, • Requerimientos de cabezal. • Requerimientos de Potencia. • Número requeridos de sistemas separados auxiliares de aceite. • Tipo de Control.

Plantas de Compresion Del Gas Natural

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