marco teorico planta san joaquin

16

Capítulo II Estructura PDVSA – Marco Teórico

CAPITULO II

17


CAPITULO II. ESTRUCTURA PDVSA - MARCO TEÓRICO

2.1 PETROLEOS DE VENEZUELA S.A.

2.1.1 Estructura Básica de PDVSA

Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA), es la Empresa Matriz,

propiedad de la República Bolivariana de Venezuela que se encarga del

desarrollo de la industria petrolera, petroquímica y carbonífera.

Tiene la función de planificar, coordinar, supervisar y controlar las

actividades de sus empresas operadoras y filiales, tanto en Venezuela

como en el exterior. PDVSA lleva adelante actividades en materia de

Exploración y Producción para el desarrollo de Petróleo y Gas,

Bitumen y Crudo Pesado de la Faja del Orinoco, producción y

manufactura de Orimulsión, y Explotación de los yacimientos de

Carbón.

Las actividades en exploración están dirigidas hacia la búsqueda de

nuevas reservas de Crudo Liviano y Mediano para sustentar los planes de

crecimiento de la capacidad de producción, así como para profundizar el

conocimiento de áreas respectivas. Las reservas probadas de crudo se

ubican en 72 millardos de barriles y la capacidad de crudo; condensado

en 3,4 millones de barriles diarios. Así mismo, las reservas de Gas Natural

alcanzan los 143 billones de pies cúbicos, lo cual ratifica la posición de

Venezuela como líder en reservas Gasíferas en Latinoamérica y como

quinta (5ta) en el ámbito Internacional.

PDVSA, posee uno de los planteles refinadores más grandes del

mundo con una capacidad total instalada de 3,4 millones de barriles

18


diarios, incluyendo las refinerías que posee en Venezuela, el Caribe,

Estados Unidos y Europa.

La Corporación realiza actividades de Manufactura y Mercadeo

nacional e internacional a través de empresas propias o en asociaciones

en el exterior.

Las actividades de comercialización en el mercado nacional son

llevadas a cabo a través de la marca PDV, con el mercadeo de productos,

tales como Gasolina de motor y aviación, Diesel automotor, Combustible

Jet A-1, Fuel-Oíl para plantas eléctricas e industriales, Lubricantes y

Grasas, Aditivos para motores de inyección, Liga de frenos, Asfalto para

pavimentación, Búnkers para los barcos mercantes y petroleros, entre

muchos otros; en una amplia red de distribuidores y puntos de venta.

PDVSA cuenta con su propia flota de tanqueros para el transporte

marítimo Nacional e Internacional. Posee oficinas de mercado e

inteligencia en varias ciudades de Estados Unidos y Europa.

Para mantenerse al día en materia tecnológica, la Corporación

cuenta con la filial INTEVEP, Centro de Investigación que presta

servicios a toda la Corporación. La Sección de Capacitación Recursos

Humanos está dedicado a la formación del recurso humano del sector

Petrolero Nacional e Internacional.

Una de las metas de PDVSA fue dar inicio a la Apertura Petrolera

como complemento a la estrategia de internacionalización. La Industria

Petrolera Venezolana inicia el proceso de apertura del sector, en

respuestas a los lineamientos del Ejecutivo Nacional, emprende la

búsqueda de fórmulas de participación del sector privado en sus

segmentos de negocios. El proceso de Apertura incluye convenios

19


operativos para la reactivación de campos de producción, asociaciones

estratégicas para producir Crudos en la Faja del Orinoco y desarrollar Gas

Natural costa afuera y empresas mixtas para el desarrollo de Orimulsión,

a los cuales se suman otros esfuerzos de asociación con capital privado

en las áreas de Petroquímica, Carbón y suministros de Servicios

Industriales.

2.1.2 Reseña Histórica De PDVSA GAS

El origen de la industria petrolera venezolana se remonta al año 1829,

para ese entonces el libertador dicto, en la ciudad de Quito, Ecuador, un

reglamento sobre minas que hacían al país propietario de toda riqueza

mineral. El potencial petrolífero de Venezuela, este se da a conocer

mediante investigaciones realizadas por el Doctor José María Vargas,

quien analiza una muestra de petróleo proveniente del Estado Trujillo en

el año de 1839.

Es entonces para el año de 1865, cuando se otorga la primera

concesión para la explotación petrolera. La misma fue otorgada por el

gobernador del Estado Zulia, quien en ese entonces era el General Jorge

Sthuerland, a un norteamericano llamado Camilo Frenad, al cual no es

posible técnicamente llevar a cabo el proyecto de explotación, y la

concesión le fue renovada después de un año. Luego del terremoto que

sacudió al Estado Táchira en el año 1875 se produce un brote de petróleo

en la hacienda “La Alquitrana” propiedad de Manuel Antonio Pulido. El

mismo, da comienzo a la explotación comercial del petróleo en

Venezuela, a través, de la primera Compañía Petrolera Venezolana

llamada Petrolia. Después de Petrolia las concesiones fueron dándose a

un ritmo acelerado. La explotación en grande se inicia en 1914, en la

cuenca petrolífera del lago de Maracaibo, en el Estado Zulia, a través, de

20


la compañía Caribeam Petroleum Company, que pertenecía a la

compañía Holandesa - Británica SHELL. Dicha explotación petrolera

comenzó en el pozo Zumaque I, en el campo de Mene Grande. A partir de

1924 las empresas norteamericanas entraron en el negocio petrolero

venezolano con mucha fuerza y la industria petrolera comenzó a recibir

las inversiones del capital foráneo.

En el año 1975 fue de gran importancia, ya ocurre la nacionalización

del petróleo y por el decreto 1.123, se creo la Corporación Petróleos de

Venezuela S.A (PDVSA), registrada oficialmente en 1976, convirtiéndose

en una de las corporaciones energéticas más importantes del, mundo.

PDVSA, empresa matriz propiedad de la República de Venezuela, que se

encarga del desarrollo de la industria petrolera, petroquímica y

carbonífera, tiene la función de planificar, coordinar, supervisar y controlar

las actividades operativas de sus empresas filiales, tanto en Venezuela

como en el exterior.

La empresa Corpoven S.A fue registrada como filial de PDVSA, el 16

de noviembre de 1978, producto de la integración de varias compañías:

La Corporación Venezolana de Petróleo (C.V.P), Deltaven (Texas),

Llanoven (Mobil) y Palmaven (Sun Oíl). De esta manera inicia sus

actividades el 18 de diciembre de ese mismo año. En los años sucesivos

se producen varias etapas de la nacionalización, mediante la fisión de las

empresas operadoras, con lo cual la industria petrolera nacional, queda

reducida a cuatro filiales operativas: Corpoven, Lagoven, Maraven,

Meneven, además, de una sociedad anónima llamada Pequiven, creada

en 1978 para la explotación de la petroquímica del país, es sustituto del

Instituto Venezolano de Petroquímica (I.V.P), y una fundación llamada

Intevep, para la investigación y tecnología.

21


En el año de 1986 se lleva a cabo una nueva fase dentro del proceso

de integración de la industria petrolera, con el fin de optimizar las

operaciones de todos los niveles y el primero de ese año se produce la

unión de Corpoven y Meneven, para constituir a la nueva Corpoven, S.A

eso le permitió a PDVSA, poseer uno de los planteles refinadores más

grandes del mundo con una capacidad total instalada de 3,5 MBD

(millones de barriles diarios), incluyendo las refinerías que aun tienen en

Venezuela, el Caribe, Estados Unidos y Europa.

Dentro de esa línea de mejoramiento continuo de los procesos, el

incremento de su capacidad operativa y la reducción de gastos, en el año

1998 se da el proceso de fusión de las filiales Maraven, Corpoven y

Lagoven. Se da origen a la unificación de todo el capital humano y las

distintas infraestructuras operacionales, por línea de negocio, quedando

las actividades relacionadas con el gas, enmarcada dentro de una unidad

de negocio denominado manufactura y mercadeo, la cual se encargaba

de delinear política en materia de elaboración y distribución de todos los

productos y subproductos derivados del petróleo y del gas. Otras

organizaciones creadas, fueron exploración y producción, que se

encargaba de todo lo relacionado con la explotación del crudo y su

colocación en los distintos sitios donde se procesan y exportan. La

estructura de la nueva PDVSA incluía unidades de apoyo a alas cuales se

les asigno la compra de insumos (Bariven), recursos humanos,

cibernéticas y seguridad, higiene y ambiente. Y se crea Deltaven para la

distribución y el mercadeo de combustibles y lubricantes.

Para el año 1999, se crea PDVSA-PETROLEO Y GAS, la creación de

PDVSA-GAS se concreta en el año 2000 e inicia funciones o es creada,

en Enero del 2001 ya sé venia trabajando con la Transmisión y

Distribución del Gas, pero con el nombre de Gerencia de Gas Oriente.

22


PDVSA GAS, opera más de 5800 Km. De líneas de Transmisión y

Distribución para Transportar 1900 MPCND (millones de pies cúbicos de

gas natural por día), desde los campos productores de Oriente y

Occidente hacia los centros de consumos ubicados en regiones Nor–

Oriental, Centro-Occidental, y Occidental del país. En el caso de la

Región Occidente el suministro proviene de los campos productores

situados en el lago de Maracaibo.

2.1.3 Complejo Criogénico De Oriente

La tendencia nacional e internacional nos ubica en el umbral de la era

del gas natural, sustentada sobre cuantiosas reservas y una demanda

creciente. El gas natural ocupa una posición preponderante en el

escenario energético mundial. Y Venezuela posee importantes volúmenes

de éste hidrocarburo, de los cuales se totalizaron en el año 2000 unos

227 billones de pies cúbicos, correspondiendo 146 billones a las reservas

probadas y el primero en Latinoamérica.

El Complejo Criogénico de Oriente (CCO), constituye una de las obras

de mayor transcendencia para la industrialización del gas natural en

Venezuela fue puesto en operación en noviembre del 1985 para extraer

del gas natural los líquidos de mayor valor comercial y acondicionarlos

para su utilización como insumos y/o como combustibles industriales,

petroquímicos y doméstico.

La Planta de Fraccionamiento Jose está ubicada al norte del Estado

Anzoátegui, entre Puerto Píritu y Barcelona, y se encarga de procesar los

LGN y los GLP, provenientes de las Plantas de San Joaquín, Santa

Bárbara, Santa Rosa, Acogas (Lagoven) y El Muscar, y que son enviados

a través de dos poliductos, con capacidad para transportar un volumen

aproximado de 110 mil barriles diarios (MDB). (Ver Figura N°1).

23


Figura N°1: Ubicación de las Plantas del Complejo

Criogénico de Oriente.

2.0

525 x 2

50 x 3

430 x 2 Extracción

Fraccionamiento

Almacenamiento Santa BárbaraMMPCD

José

San JoaquínSan JoaquínSan JoaquínSan Joaquín

MMPCDMMPCDMMPCDMMPCD

(MMB)

ExtracciónAcondicionamiento

400

Accro III y IV

400

Fraccionamiento

50

0.5

0.1

AlmacenamientoMBD

350JusepínMMPCD

R S Joaquín 400

550 x 2 550 x 2 550 x 2 550 x 2

MMPCD

Fuente: Intranet PDVSA 2000.

En 1992, Corpoven S.A. Inicio las obras de la infraestructura del

Complejo Criogénico de Oriente, cuyo proyecto fue denominado ACCRO,

con el objeto de aumentar la capacidad de procesamiento del gas, con

este proyecto, la planta de Extracción San Joaquín pasa a procesar 800

millones de pies cúbicos normales de gas por día (MMPCND) a 1000

millones de pies cúbicos de gas por día. Allí se instalo un tren de

extracción 400 millones de pies cúbicos de gas por días (MMPCND), en

Santa Bárbara (Monagas) y sé amplio la capacidad de fraccionamiento de

la planta de Jose de 55.000 a 100.000 barriles por día (BPD).

24


Como consecuencia de la gran demanda de los líquidos del gas

natural (LGN), producto del procesamiento del gas, ha surgido la

necesidad de ampliar las capacidades tanto de extracción como de

fraccionamiento. Por lo que, durante los últimos años, se ha llevado a

cabo la ejecución de estudios y proyectos encargados de este propósito,

dentro de los cuales se destaca el proyecto ACCRO (Ampliación del

Complejo Criogénico de Oriente), el cual en su primera fase fue ampliado

con una capacidad de procesamiento de los trenes A y B de la planta de

fraccionamiento de Jose de 35 MBD a 50 MBD, conjuntamente con la

construcción del primer tren de extracción (tren A) de 400 millones de

pies cúbicos normales diarios (MMPCND), en la planta de Santa Barbara.

Inmediatamente culminada la primera fase del proyecto ACCRO, entre

octubre y noviembre de 1992 se continuó con los proyectos de la

ampliación lográndose posteriormente la construcción del segundo tren de

extracción (tren B) de 400 millones de pies cúbicos normales diarios

(MMPCND) en la planta de Santa Barbara, además de la construcción del

tercer tren de procesamiento (tren C) 35 mil barriles diarios (MBD) de la

planta de fraccionamiento de Jose. Luego de haber terminado con la fase

II del proyecto ACCRO, se llevó a cabo en la planta de fraccionamiento

ubicada en Jose, un proyecto denominado ATCJ, el cual consistió en

ampliar la capacidad de procesamiento del tren C de 35 MBD a 50 MBD.

Actualmente como parte del proyecto ACCRO en su fase III se contempla

la adición de un tercer tren de extracción de 400 millones de pies cúbicos

normales diarios (MMPCND) en Santa Barbara; Mientras que, con el

proyecto ACCRO fase IV, se construye un tercer tren de extracción de

400 millones de pies cúbicos normales diarios (MMPCND) en San

Joaquín y un cuarto tren de fraccionamiento para 50 mil barriles diarios

(MBD).

25


2.1.4 Descripción De Los Procesos en PDVSA GAS

PDVSA GAS es una empresa energética filial de Petróleos de

Venezuela encargada de la exploración y explotación de gas no asociado

y la producción y comercialización de líquidos del gas natural y gas

metano en mercados nacionales e internacionales; es una empresa

comercial, cuyo accionista es el estado venezolano, encargada de

asegurar el suministro del gas natural, lo que implica trabajar día a día

para optimizar y aumentar la rentabilidad de los procesos de

exploración, producción, transporte, procesamiento, distribución y

comercialización del gas natural y sus derivados , de manera segura y

eficiente, con calidad en sus productos y servicios, en armonía con el

ambiente y la sociedad, que propicia un clima organizacional favorable

para los trabajadores y promueve la incorporación del sector privado en el

desarrollo de la industria del gas.

Esta empresa es un conglomerado de empresas flexibles, dinámicas

e innovadoras, de capital mixto, con socios de alta capacidad técnica y

financiera, que participan en negocios de gas y conexos, que valorizan su

base de recursos, comprometidas con la protección del ambiente, líderes

y suplidoras preferidas en el mercado nacional y de exportación,

ofreciendo productos y servicios de alta calidad, apoyados por la

tecnología de punta y un recurso humano altamente calificado y de

elevadas convicciones éticas.

26


LARA /

ARAGUA /

CAPI

PTO.

ANACO /

JOSE / PTO.

PROP

I-

N-

GASOL.

NAF

EXTRACCION ACONDICIONAMIENTO

PRODUCCION

Figura N° 2: Esquema del Proceso en PDVSA GAS

ZULIA /

DOMEST./

INDUST

FRACCIONAM


27


2.1.5 Estructura De La Planta De Extracción San Joa quín

La estructura organizativa de la Planta de Extracción San Joaquín es

la siguiente (Ver diagrama N° 1):

Diagrama N° 1. Estructura Organizativa de la Planta de Extracción San

Joaquín


GERENCIA EXTRACCION SAN JOAQUIN

SUPERINTENDENCIA

MANTENIMIENTO

SUPERINTENDENCIA

TECNICA

CONTROL DE

GESTION

FUNCIONES DE

APOYO

SUPERINTENDENCIA

OPERACIONES

MECANICA

TURBOMAQUINAS

ELECTRICIDAD E INSTRUMENTACION

PLANIFICACION Y PROGRAMACION

INGENIERIA DE

MANTENIMIENTO

INSPECCION Y CORROSION

ANALISIS

PREDICTIVO

PROCESOS

SISTEMA DE CONTROL

CALIDAD

DOCUMENTACION

OPERACIONES EXTRACCION

(ESJ) OPERACIONES

REFRIGERACION (RSJ)

SEGURIDAD, HIGIENE Y AMBIENTE

SERVICIOS

GENERALES

PREVENCION Y CONTROL

DE PERDIDAS

MATERIALES

RECURSOS HUMANOS

28


2.1.6 Generalidades de PDVSA GAS

Visión

Ser reconocido como líder de creación de valor en el negocio de

exploración, producción, transporte, procesamiento, distribución y

comercialización del gas natural y sus derivados, a través del

aprovechamiento óptimo de sus yacimientos, la eficiencia e introducción

oportuna de nuevas tecnologías; con gente de primera preparada y

motivada, preservando su integridad y la de los activos, en total armonía

con el medio ambiente y el entorno.

Misión

Maximizar la explotación de reservas de gas eficiente y

rentablemente, en armonía con el medio ambiente y promoviendo el

crecimiento socioeconómico del país.

Valores

Se dirigen los negocios con la perspectiva de cumplir la visión y

misión fundamentados en los siguientes valores corporativos:

1 Nos conducimos con integridad.

2 Modelamos respeto por la gente.

3 Procedemos con equidad.

4 Actuamos con responsabilidad social.

5 Estamos comprometidos con la seguridad.

66 Mantenemos los más altos niveles de competitividad y excelencia.

29


Cultura

La importancia que la empresa da a la cultura, radica en la

interacción existente entre la Organización y el Individuo; donde la

organización establece las conductas que se esperan de los individuos, y

éstos responden de acuerdo a sus creencias y valores, dando como

resultado una Cultura Organizacional, que define día a día nuestra

manera de ser, basada en Valores y Principios.

2.1.7 Superintendencia de Seguridad, Higiene y Ambi ente

Los impactos en la propiedad de la empresa, las personas y en los

ecosistemas están siempre latentes, por lo que el control de

accidentes/incidentes, enfermedades de trabajo y el ambiente depende

particularmente del conocimiento de los individuos y de la actitud que los

mismos asuman, por tal motivo PDVSA GAS posee una Superintendencia

de Seguridad, Higiene y Ambiente la cual es la encargada de prevenir,

controlar y hacer seguimiento de estos impactos.

PDVSA GAS invierte en la manufactura de productos limpios,

tratamiento de efluentes líquidos, control de emisiones atmosféricas,

disposición de residuos industriales, conservación de los suelos y

construcción de obras.

En cuanto a prevención de contingencias, se actualizan los planes

correspondientes y se realizan simulacros de fugas masivas de gas,

derrame de petróleo, productos de hidrocarburos y sustancias peligrosas,

los cuales refuerzan la preparación del personal y permiten evaluar y

comprobar la eficiencia de los equipos y procedimientos establecidos.

30


El compromiso de PDVSA GAS con la conservación ambiental,

también se evidencian con programas de preservación de parques

nacionales y al proveer asistencia técnica al sector agrícola Venezolano.

Visión SHA

Ser patrón de comparación de nuestros competidores, manteniendo

expectativas de cero accidentes y cero enfermedades ocupacionales, con

una gestión e imagen verde.

Misión SHA

� Asistir en Seguridad, Higiene y Ambiente a los niveles directivos y

gerenciales del Centro Corporativo, Negocios y Filiales.

� Asegurar el establecimiento efectivo de sistemas para el control de

riesgos que le permitan a esta Corporación alcanzar los objetivos de su

plan de negocios.

� Representar a PDVSA GAS en esta materia a nivel Nacional e

Internacional.

Objetivos Estratégicos

1 Alcanzar desempeño SHA comparable con empresas lideres.

2 Fortalecer y Consolidar la cultura preventiva en Seguridad, Higiene

y Ambiente.

3 Mejorar desempeño SHA de contratistas.

4 Incorporar oportunamente tecnologías y mejores practicas que

mejoren el desempeño SHA.

5 Armonizar actividades de la empresa con el entorno.

31


Política Corporativa de Seguridad, Higiene y Ambien te

La Política Corporativa de Seguridad, Higiene y Ambiente (SHA) de

PDVSA GAS y sus empresas se orienta a proteger a las personas, a las

propiedades y a preservar el ambiente de manera armónica con el

desarrollo del hombre y la sociedad con la cual se integra. La corporación

velará por el acatamiento de los siguientes elementos de política en todas

sus actividades:

1. Cumplir activamente con las leyes, reglamentos y normas de

Seguridad, Higiene y Ambiente tanto en Venezuela como en el

exterior.

2. Controlar y reducir al mínimo los riesgos utilizando un sistema integral

de gerencia de SHA sustentado en procesos, procedimientos y

mecanismos de comprobada factibilidad técnica y económica.

3. Hacer uso racional de la energía y otros recursos naturales.

4. Proveer productos con especificaciones e instrucciones para su uso,

transporte y disposición final que no afecten la salud de las personas

ni al ambiente.

5. Evaluar el desempeño en SHA procurando su mejoramiento continuo,

siendo ésta una responsabilidad de todo el personal, desde los niveles

directivos hasta los operacionales.

6. Promover la capacitación y concientización de su personal en el

manejo eficiente de los riesgos a la seguridad, higiene y ambiente

inherentes a las actividades que realizan, con especial énfasis en la

prevención de los mismos. Exigir igual comportamiento a las empresas

contratistas.

32


7. Cooperar con los entes reguladores oficiales nacionales en la

planificación y en el ordenamiento del uso de la Tierra, la defensa del

ambiente y la conservación de los recursos naturales.

8. Apoyar y promover la investigación científica dirigida al desarrollo y

adopción de tecnologías, procesos y productos limpios y seguros.

9. Mantener un diálogo efectivo con las comunidades para informarles

sobre el manejo de los riesgos inherentes a las operaciones de la

industria, escuchar sus planteamientos y contribuir a su

concientización sobre la importancia de la conservación del ambiente.

10. Promover y coparticipar en el desarrollo de actividades nacionales

relacionadas con el ambiente, que contribuyan al desarrollo regional.

El cumplimiento de esta política es parte integral de la forma en que

PDVSA GAS y sus empresas llevan adelante sus negocios y se considera

esencial para afianzar el éxito y permanencia de PDVSA GAS en sus

mercados. PDVSA GAS solicitará a sus contratistas y socios que

conduzcan sus actividades bajo una política compatible con estos

postulados.

2.1.8 Estructura SHA De La Planta De Extracción San Joaquín

La estructura organizativa de SHA, en la Planta de Extracción San

Joaquín es la siguiente (Ver diagrama N° 2):

33


Diagrama N° 2. Estructura Organizativa SHA en la Planta de Extracción

San Joaquín

2.2 MARCO TEORICO

2.2.1 Mapa De Riesgos

El Mapa de Riesgos proporciona la herramienta necesaria, para

llevar a cabo las actividades de localizar, controlar, dar seguimiento y

representar en forma gráfica, los agentes generadores de riesgos que

ocasionan accidentes o enfermedades profesionales en el trabajo. De

esta misma manera se ha sistematizado y adecuado para proporcionar el

modo seguro de crear y mantener los ambientes y condiciones de

trabajo, que contribuyan a la preservación de la salud de los trabajadores,

así como el mejor desenvolvimiento de ellos en su correspondiente labor.

SUPERVISOR DE SEGURIDAD

INDUSTRIAL

ANALISTA DE RIESGOS

TECNICO SHA

SUPERVISOR CONTROL DE

INCENDIO

TECNICO SHA

Fuente: Intranet PDVSA 2000

34


El término Mapas de Riesgos es relativamente resiente y tiene su

origen en Europa, especialmente en Italia, a finales de la década de los

años 60 e inicio de los años 70, como parte de la estrategia adoptada por

los sindicatos italianos en defensa de la salud laboral de la población

trabajadora. Este planteamiento está fundamentado en cuatro principios

básicos, que a continuación se citan:

- La nocividad del trabajo no se paga, sino se elimina.

- Los trabajadores no delegan en nadie el control de su salud.

- Los trabajadores interesados son los más competentes para decidir

sobre las condiciones ambientales en las cuales laboran.

- El conocimiento que tengan los trabajadores sobre el ambiente laboral

donde se desempeñan, deben estimularlos al logro de mejoras.

Definición: se entiende por mapas de riesgos, la representación

gráfica de la información sobre los riesgos laborales de un ámbito

geográfico determinado, empresa, provincia, comunidad autónoma, etc.,

que permita la localización y valoración de los mismos, así como el

conocimiento de la exposición a que están sometidos los distintos grupos

de trabajadores afectados por ellos.

Los mapas de riesgos deben permitir:

1 Identificación de los riesgos laborales que existen en un

determinado sitio de trabajo, tanto en cada una de las actividades que se

realizan, como en cada puesto de trabajo.

2 Conocimiento de la exposición a que están sometidos los

trabajadores a dichos riesgos.

3 Sensibilizar a los trabajadores/as de la empresa de los riesgos

existentes.

35


El objetivo de los mapas de riesgos, es hacer posible el diseño y

puesta en práctica de un plan de prevención que permita la eliminación,

minimización y adecuado tratamiento de estos riesgos (Ver diagrama N°

3).

Esta herramienta presenta las siguientes características:

- En la elaboración de estos Mapas los trabajadores juegan un papel

fundamental, porque la identificación se realiza en visitas a las

diferentes áreas de trabajo acompañados con el personal de los

trabajos que se desarrollan en ellas, mediante encuestas, las cuales

permiten conocer sus opiniones sobre los agentes generadores de

riesgos y el ámbito donde se elaboran.

- La información que se recopila debe ser sistematizada y actualizada

de manera de informar los riesgos existentes, para así lograr una

adecuada orientación de las actividades preventivas.

- El mapa de riesgos se presenta en forma gráfica, pero acompañada

de reportes y tablas de análisis de las recomendaciones pertinentes a

los riesgos.

36


Diagrama N° 3: Mapa de Riesgos

Fuente: Revista Salud y Trabajo N° 55, 1998.

MAPA DE RIESGOS

DEFINICIÓN DEL AMBITO • GEOGRAFICO: empresa, sector de actividad, provincia. Comunidad Autónoma. • TEMATICO: riesgos de Seguridad, Higiene, condiciones de trabajo, etc.

FACTORES DE RIESGOS Comparación

DAÑOS

LOCALIZACIÓN DE LOS RIESGOS

VALORACIÓN DE LOS

RIESGOS

CONSECUENCIAS - Accidentes de Trabajo - Enfermedades Profesionales - Otras Patologías

Datos de Referencia

ESTRUCTURA SOCIAL LABORAL

- Empresa - Actividades - Trabajadores - Etc.

INCIDENCIA DE LOS RIESGOS

ESTABLECIMIENTO DE PRIORIDADES

DISEÑO DE ESTRATEGIAS PREVENTIVAS

37


2.2.2 Tipos De Riesgos Industriales

Cabe destacar que en las bases teóricas de la presente

investigación se hace mención a los tipos de riesgos industriales en vista

de que las señales de seguridad se diseñan para advertir sobre los

riesgos presentes en las áreas de trabajo y la obligatoriedad de los

trabajadores a usar equipos de protección personal, como otras

indicaciones que estas reflejan.

2.2.2.1 Riesgos Físicos

Son aquellos factores inherentes al proceso y operaciones en los

puestos de trabajo y sus alrededores, producto generalmente de las

instalaciones y equipos. Tales como ruido, vibración, temperatura y

presiones extremas, radiaciones ionizantes y no ionizantes que pueden

originar accidentes y causar enfermedades ocupacionales cuando no se

tomen las medidas necesarias.

2.2.2. Riesgos Químicos

Son factores de riesgos derivados de la exposición profesional o

accidental a sustancias químicas o tóxicas liquidas, sólidas y gaseosas;

por contacto directo o por cualquier vía de entrada al organismo

(ingestión, absorción, inhalación).

Estos son riesgos potencialmente peligrosos para la salud de la

persona que los manipula ya que pueden producir dermatitis, irritación de

la mucosa / ojos, asfixia, cefalalgía, quemaduras, intoxicación y hasta la

muerte.

38


2.2.2.3 Riesgos Biológicos

Son factores asociados a los agentes patógenos (bacterias, virus,

hongos, parásitos, etc.) que puedan afectar la salud y el bienestar

humano causando efectos secundarios, ya sea por medio de fuentes o

vectores.

2.2.2.4 Riesgos Psicosociales

Los riesgos psicosociales provienen de la organización social del

sector o localidad; en donde la ocupación es intermitente y cambia

constantemente, además de que el control sobre muchos aspectos del

empleo es limitado, que ya las actividades o funciones del sector

dependen de muchos factores sobre los cuales los trabajadores no tienen

el participación, influenciando de esta manera en la productividad del

trabajador.

2.2.2.5 Riesgos Dis-ergonomicos

Están asociados a la inadaptación del trabajo al hombre y

viceversa, mediante la interacción y comunicación entre el hombre, la

maquina, las tareas y entorno a la configuración en el sistema productivo

de las empresas; como posturas, sobre esfuerzo, repeticiones,

iluminacion deficiente, etc.

39


2.2.3 Proceso Criogénico

Burneo, J. (1994), Señala:

Son aquellos que están asociados con la producción y efectos de muy baja temperaturas; usualmente por debajo de -149,99°F, sin embargo, la industria considera temperaturas criogénicas aquellas por debajo de -50,01 °F (la mínima temperatura que se alcanza con un sistema de refrigeración con propano). En este tipo de sistemas se procesa gas natural con riquezas apreciables, con valores cercanos o mayores a 2 GPM. (p. 45).

Generalmente, el gas que va a las plantas criogénicas es deshidratado

en una primera etapa mediante el uso de soluciones de glicol y en

algunos casos se hace necesario pasar al gas por los subsistemas de

endulzamiento. Posteriormente es enviado a intercambiadores de calor y

separadores gas - líquido, y/o válvulas Joule Thompson, logrando así

recuperar parte del líquido que se desea obtener.

Los procesos criogénicos se originaron hace muchos años, y fue

aproximadamente hasta 1960, cuando las plantas criogénicas usaron un

sistema de refrigeración mecánica para enfriar el gas a la temperatura de

operación. Estos procesos requerían de un sistema de refrigeración en

cascada; utilizando propano para enfriar el gas a (-40°F), luego un

segundo sistema de refrigeración usando un refrigerante producto de la

mezcla de metano, etano y propano. A partir de ese año, los

turboexpansores comenzaron a reemplazar a los sistemas usados,

enfriando el gas a temperaturas muy bajas entre -100 y -150°F,

40


consiguiendo que prácticamente todo el propano y el resto de los

hidrocarburos contenidos en el gas se licúen.

Dado que estas temperaturas son tan extremadamente bajas, se hace

necesario realizar una segunda etapa de deshidratación antes de

introducir el gas a los turboexpansores. Esta segunda etapa, se logra,

generalmente, mediante el uso de tamices moleculares. Los líquidos

obtenidos del proceso en el turboexpansor son estabilizados en torres

apropiadas (como por ejemplo, demetanizadoras) antes de ser

transportados hasta las plantas fraccionadoras de LGN.

Una característica relevante en una planta criogénica es que el gas a

procesar se recibe a altas presiones (aproximadamente 6.895 kPa) y el

producto gas residual se entrega cercano a los niveles de presión.

2.2.4 Planta De Extracción San Joaquín

2.2.4.1 Base De Diseño

La Planta de Extracción San Joaquín, fue originalmente diseñada

para procesar una alimentación nominal de 800 millones de pies cúbicos

estándar de gas por día a través de dos trenes de proceso idénticos de

400 MMSCFD. Un tren común de utility fue instalado para servir a ambos

trenes de proceso con las composiciones y caudales originales de las

corrientes de alimentación utilizadas para el diseño original. Después de

ser completadas las modificaciones a la Planta de Extracción San Joaquín

1000, cada tren podrá procesar 500 MMSCFD de gas normal (de diseño),

tanto en la modalidad de rechazo de etano como en la modalidad de

recuperación de etano. El producto NGL recuperado es enviado por

41


poliductos a la Planta de Fraccionamiento de Jose para un posterior

procesamiento.

Condiciones del gas de alimentación:

Gas de alimentación de entrada, MMSCFG* = 1000 en total (500 por tren)

Temperatura, °F = 110

Presión, psig = 990

Contenido de agua, Lbs/MMSCF

En base a 14,7 psig y 60°F

Composición del gas de alimentación:

Tabla N°1: Composición del gas de alimentación

Gas normal (de

diseño) Gas rico

Composición

Mol/hr % Mol Mol/hr % Mol

N2 124.11 0.226 159.81 0.291

C1 41216.74 75.052 41785.13 76.087

C2 4683.37 8.528 5145.23 9.369

C3 2563.00 4.6670 2749.17 5.006

IC4 517.32 0.942 550.82 1.003

NC4 622.22 1.133 695.81 1.267

IC5 196.06 0.357 208.69 0.380

NC5 152.67 0.278 159.26 0.290

NC6 108.19 0.197 111.48 0.203

NC7 79.08 0.144 71.94 0.131

NC8 0.00 0.00 21.97 0.040

Fuente: Manual de Operaciones de la Planta de Extracción San Joaquín

(1992).

42


Tabla N°1: Composición del gas de alimentación

Continuación

Composición Gas normal

(de diseño) Gas rico

Mol/hr % Mol Mol/hr % Mol

NC9 0.00 0.00 7.14 0.013

NC10 0.00 0.00 4.39 0.008

Total 54917.57 100.000 54917.57 100.000

GPM (C2+) 4.60 5.02

GPM (C3+) 2.33 2.52

Mol.Wt. 22.435 22.098

H2S, ppm(v) 10-30 10-30

COS, ppm (v) < 0.5 < 0.5

RSH, ppm (v) < 0.5 < 0.5


(1992).

Especificaciones de producto LGN:

Modalidad de rechazo de Etano:

Recuperacion: Aproximadamente el 90% del propano

contenido en las corrientes de alimentación.

Temperatura: 125 °F máximo.

Etano/Propano: 2.0% máximo en volumen liquido.

Disposición: Este caudal de producto NGL debe salir de la

43


planta por la vía de tubería para un

procesamiento posterior en la Planta de

Fraccionamiento de Jose.

Modalidad de recuperacion de Etano:

Recuperacion: Aproximadamente el 40% del etano contenido

en las corrientes de alimentación.

Temperatura: 125°F máximo.

Metano/Etano: 0.5% mol máximo.

Disposición: Este producto NGL debe salir de la planta por

vía de poliducto para un posterior

procesamiento en la Planta de

Fraccionamiento de Jose.

Especificaciones de gas residual:

Presión: 965 psig mínimo.

Temperatura: 125°F máximo.

Disposición: Esta corriente de gas debe ser conectada al

poliducto de Corpoven.

Otras consideraciones de diseño:

Elevación del lugar de la planta: 750 pies

Presión barométrica del lugar de la

planta:

14.3 psig

Temperatura de Bulbo Seco de

Diseño:

98°F

44


Turndown del tren: 50% del caudal de alimentación de

diseño (el Deetanizador esta

diseñado para solamente un 80%

de “turndown”)

2.2.4.2 Fundamentos Del Proceso

La alimentación a la planta consiste de una combinación de cuatro

líneas de alimentación de gas natural provenientes de las áreas de Santa

Rosa, San Joaquín, Santa Ana y el Toco. En las instalaciones de

extracción consiste de dos unidades (trenes) idénticas, cada una

dimensionada para procesar 50% de la alimentación, con instalaciones de

entrada y áreas de servicios comunes.

La planta es capaz de operar ya sea en la modalidad de rechazo

de etano como en la modalidad de recuperacion de etano. En la

modalidad de rechazo de etano, la planta esta diseñada para recuperar

aproximadamente el 90% de propano contenido en las corrientes de

alimentación. En la modalidad de recuperacion de etano, la planta esta

diseñada para recuperar aproximadamente el 40% del etano contenido en

la alimentación a la planta.

La planta esta compuesta por las siguientes unidades o secciones

básicas. A fin de facilitar la diferenciación entre las unidades que son

comunes y aquellas que se encuentran en los trenes, se identifica las

instalaciones comunes con el sufijo (c).

Instalaciones de gas de entrada (c).

Deshidratación de gas de entrada mediante el uso de glicol.

45


Enfriamiento del gas de entrada y válvula J-T de alta presión.

Deshidratación con tamices moleculares.

Enfriamiento del gas de entrada y expansores de baja presión.

Deetanizador/Demetanizador.

Compresores de gas residual.

Estabilizador.

Sistema de aceite caliente.

Mechurrio (flare) de emergencia.

Sistema de gas combustible.

Manejo de agua efluente (c).

Almacenaje de productos químicos (c).

Sistema de agua contra incendios y agua potable ©.

Sistema de aire para instrumentos (c).

Generación de energia electrica (c).

Sala de control (c).

En el diseño original, se ha estudiado el comportamiento de fases

de la alimentación de gas a la planta a fin de determinar los niveles de

presión y temperatura óptimos para el proceso criogénico, los cuales son

claves para el diseño eficiente de procesos con turbo expansor. Los

criterios y énfasis mayores utilizados en la sección de las condiciones de

proceso originales fueron las siguientes:

1.- Simplicidad y flexibilidad de operaciones, una adición mínima de

equipos y modificaciones al proceso par un posible cambio futuro de 0%

de recuperacion de etano a 70% de recuperacion de etano.

2.- Obtener una recuperacion nominal de 90% de propano para la

operación inicial, y 70% de recuperacion de etano para la operación futura

con una eficiente utilización del combustible.

46


3.- Considerar los problemas de operación que pudieran causar las

parafinas o ceras contenidas en el gas de entrada.

En el descongestionamiento de la planta a fin de procesar el caudal

incrementado de alimentación y para incorporar la modalidad de

recuperación de etano para el Proyecto de San Joaquín 1000, los criterios

y énfasis mayores fueron los de:

1.- Minimizar adiciones y cambios a la planta de extracción existente.

2.- Para la modalidad de rechazo de etano, lograr una recuperacion de

propano de aproximadamente 90%.

3.- Para la modalidad de recuperacion de etano, lograr la recuperacion

máxima de etano (determinada en aproximadamente un 40%) sin agregar

instalaciones de remoción de CO2.

A fin de simplificar la descripción del proceso, el esquema es

dividido en varias secciones; a continuación las condiciones de operación

se muestran para la modalidad de rechazo de etano. Las condiciones de

operación para la modalidad de recuperacion de etano se muestran en

paréntesis si son diferentes a aquellas de la modalidad de rechazo de

etano.

Instalaciones de gas de entrada:

El gas de entrada proveniente de los gasoductos es recibido por los

operadores (slugcatchers) fuera de los limites de batería. El gas luego

entra a flujo controlado hacia cinco depuradores para separar cualquier

liquido que haya sido arrastrado desde los slugcatchers. Estos

depuradores; el depurador de entrada de El Toco – Santa Ana, el

depurador de entrada de Santa Rosa (línea de 20”) y el depurador de

entrada de San Joaquín, el depurador de entrada de Santa Rosa ( línea

14”) y el depurador de entrada común; operan a 110°F y 985 PSIG. (Ver

47


Figura N°3) Estos son separadores de tres fases, de manera que

cualquier agua libre pueda ser separada y drenada mediante las botas.

Los vapores provenientes de los depuradores se combinan en un cabezal

común de 30” y luego se separan hacia los dos trenes. El caudal que

pasa por cada tren se determina por la velocidad de los compresores de

gas residual.

Todo liquido condensado proviene de los slugcatchers fluye a

traves del coalescedor de entrada de condensado para retirar cualquier

agua atrapada, y luego se combinan con el liquido (si existe) proveniente

de los depuradores de entrada, y se divide hacia los dos trenes.

Figura N°3: Separadores de entrada.

TR E N E S

D 8-30110

C om ún

M E C H UR R IO

G AS D E

P UR G A

D 8-30103 D 8-30104 D8-30101 D 8-30102

E l To co

S an ta A n aSan ta

R o sa 20”

San

Joaq u ín18”

S an ta

R osa 14”


48


Deshidratación con Glycol del gas de entrada:

El gas de entrada proveniente de los depuradores de entrada a un

caudal de 500 MMSCF/D es combinado con 3,5 (8,1) MMSCF/D de vapor

proveniente del depurador de descarga del compresor superior del

estabilizador. Esta corriente luego fluye a traves de dos

filtros/separadores de alta eficiencia (filtros/separadores de gas de

entrada) operando en paralelo a fin de extraer pequeñas partículas

liquidas y sólidas.

El bypass original del filtro/separador permanece en pie, pero

debería solamente ser utilizado después de cuidadosamente revisar las

consecuencias potenciales de permitir la entrada de contaminantes a la

corriente de alimentación hacia tuberías y equipos que se encuentren

corriente abajo. A continuación el gas ingresa al fondo del contactor de

TEG de alta temperatura, donde el gas es deshidratado hasta obtener un

contenido de agua con un punto de residuo de 26°F a 980 PSIG. (Ver

Figura N°4) El contactor de TEG de alta temperatura opera a 980 PSIG y

contiene un packing estructurado. Un TEG pobre, con una concentración

por peso de 99,1% es alimentado a la parte superior del contactor a razón

de 131 (132) GPM, y fluye hacia abajo por la columna. Un TEG rico

proveniente del contactor es regenerado en un reconcentrador a fuego

directo a una temperatura de 375°F a 400°F. Se intr oduce un gas de

despojo (stripping gas) a fin de reducir el punto de ebullición del TEG si se

desea obtener un punto de rocío mas bajo en el gas.

Se proporciona una línea de desvío o bypass partiendo de la salida

del contactor de TEG de alta temperatura hasta el cabezal de descarga

de gas residual con el fin de enviar el gas deshidratado por el gasoducto

cuando las instalaciones de extracción no se encuentren en operación. La

49


presión del gasoducto deberá ser reducida a 15-25 PSI por debajo de la

presión del contactor a fin de proporcionar un diferencial de presión para

fluir el gas.

Figura N°4: Contactor de TEG ( Trietilenglicol).


Enfriamiento del gas de entrada y válvula J-T de alta presión:

El gas deshidratado que sale del contactor de TEG se divide en

cuatro corrientes que se enfrían hasta los 64 (46) °F en cuatro

intercambiadores de calor que operan en paralelo. Una corriente se enfría

hasta los 73 (42) °F mediante intercambio de calor en el intercambiador

50


de gas caliente/gas de alta presión. (Ver Figura N°5) Otra corriente se

enfría hasta los 64 (52) °F mediante intercambio de calor con liquido

condensado en el calentador de condensado del separador de salida del

expansor de alta presión. La cuarta corriente es enfriada hasta los 64 (58)

°F proporcionando calor de reebullición al rehervid or lateral de el

deetanizador para la modalidad de rechazo de etano o mediante

intercambio de calor con el producto de los fondos del demetanizador en

el intercambiador de producto del demetanizador para la modalidad de

recuperacion de etano.

Las corrientes son luego combinadas y fluidas hacia el separador

de entrada del expansor de alta presión donde el liquido condensado se

separa del vapor. Este separador opera a 64 (46) °F y 960 PSIG. El

liquido condensado sale del separador bajo control de nivel y es calentado

a 90°F mediante la refrigeración del gas de entrada tal como se menciono

anteriormente. Este líquido se calienta ya que la parafina puede ser mejor

disuelta con el líquido a temperaturas mayores. Después del

calentamiento, la presión de esa corriente es reducida a 410 PSIG y la

mezcla resultante de vapor-líquido es enviada al tanque de alimentación

del estabilizador.

El vapor proviene del separador de entrada del expansor de alta

presión pasa a traves de la válvula J-T de alta presión, donde la presión

se reduce a 760 PSIG con una reducción consecuente de temperatura a

51 (33) °F. Se proporciona una válvula J-T de repue sto a causa de las

condiciones severas de letdown.

La corriente de dos fases provenientes de la válvula J-T entra al

separador de salida del expansor de alta presión. Este separador opera a

51 (33) °F y a 760 PSIG. El liquido corre desde el separador y es

calentado a 85°F mediante la proporción de refriger ación al gas de

51


entrada tal como se menciono anteriormente. Esta corriente es luego

alimentada al tanque de alimentación del estabilizador. El vapor

proveniente del separador se dirige hacia la sección de deshidratación

con tamices moleculares.

Figura N°5: Intercambiador gas caliente/gas de alta presión.


Deshidratación con tamices moleculares:

El gas proveniente del separador de salida del expansor de alta

presión pasa a través de dos filtros separadores de alta eficiencia

(filtros/separadores de entrada del deshidratador) operando en paralelo a

fin de extraer pequeñas partículas liquidas y sólidas. Después de filtrado,

52


el gas fluye a través de dos lechos de gel de silica. Estos lechos han sido

agregados al proceso como una medida de protección de seguridad para

extraer cualquier parafina contenida en el gas, protegiendo así los lechos

del tamiz molecular. El gas luego fluye a traves de un sistema de

deshidratación automático donde el contenido de agua es reducido a

menos de 0,1 ppm por volumen. El sistema consiste de cuatro torres de

adsorción; tres de ellas siempre están en operación mientras la cuarta es

regenerada. (Ver Figura N°6)

Para la regeneración del tamiz molecular 11,0 MMSCF/D (14,8

MMSCF/D máximos) de gas residual seco provenientes del depurador de

inter-etapas del compresor de gas residual, y es tamizado a 300°F en un

calentador a fuego directo. Luego, el gas fluye hacia arriba por el lecho

extrayendo el agua absorbida. El gas caliente que sale del lecho se enfría

a 120°F en el enfriador de gas de regeneración. La mayor parte del agua

reextraída del lecho es condensada en el enfriador y separada del gas en

el depurador de gas de regeneración. Partiendo del depurador, el gas

enfriado sale al sistema de gas combustible. Todo gas combustible

excedente se envía al depurador de succión del compresor superior del

estabilizador.

El enfriamiento del lecho regenerado se logra en dos partes;

primero el lecho es enfriado a 120°F, esto se logra calentando el

calentador de gas de regeneración e inyectando gas de enfriamiento a

120°F a traves del lecho del deshidratador; luego u na pequeña corriente

de gas de entrada corriendo hacia el deshidratador a razón de 11,0

MMSCF/D se utiliza para enfriar mas aun el lecho; este segundo paso es

necesario para evitar golpes de temperatura al gas de proceso corriente

debajo de los deshidratadores cuando el deshidratador regenerado es

puesto en operación.

53


El gas deshidratado proveniente de los lechos fluye a través de dos

filtros de salida del deshidratador operando en paralelo donde se extrae el

polvo fino del tamiz molecular.

Figura N°6: Tamices Moleculares.


Enfriamiento del gas de entrada y Expansores de baja presión:

Para la modalidad de rechazo de etano, el gas proveniente del área

de deshidratación del tamiz molecular es enfriado a –27°F en tres

intercambiadores de calor operando en paralelo. Una corriente es enfriada

a –16°F mediante el intercambio de calor con gas re sidual frío en el

54


intercambiador de calor con líquidos condensados en el precalentador de

alimentación de alta presión de deetanizador. La segunda corriente se

enfría hasta –44°F mediante intercambio de calor co n líquidos

condensados en el precalentador de alimentación de alta presión de

deetanizador. La tercera corriente se enfría hasta –58°F mediante

intercambio de calor con líquidos condensados en el precalentador de

alimentación de baja presión del deetanizador. (Ver Figura N°7) Las

corrientes son luego combinadas y el liquido condensado es separado del

vapor en el separador de entrada del expansor de baja presión. Este

separador opera a 27°F 690 PSIG. El proveniente del separador fluye a

través de una válvula de control de nivel a la presión de operación del

deetanizador de 190 PSIG; luego se calienta a 7°F m ediante la

refrigeración del gas deshidratado, tal como se menciono anteriormente; y

luego sedimenta al deetanizador en la bandeja N°12.

Para la modalidad de recuperacion de etano, el gas proveniente de

la sección de deshidratación con tamiz molecular se enfría a –26°F

mediante intercambio de calor con solamente gas frío residual en el

intercambiador de gas frío/gas de baja presión. El flujo de gas hacia el

precalentador de alimentación de alta presión del demetanizador y el

precalentador alimentación de baja presión del demetanizador se

bloquea. El líquido condensado se separa del vapor en el separador de

entrada del expansor de baja presión; este separador opera a –26°F y

690 PSIG. El líquido proveniente del separador fluye a través de una

válvula de control de nivel y el precalentador de alimentación de alta

presión del demetanizador ya que el flujo de gas en el otro lado del

intercambiador esta bloqueado, tal como se menciono anteriormente.

El vapor proveniente del separador fluye a través de dos

expansores de baja presión operando en paralelo, donde la presión es

reducida a 195 PSIG con una consecuente reducción de temperatura a

55


–105(-103)°F. La energía extraída del expansor, apr oximadamente 9540

(9780) BHP, se utiliza para aumentar la presión del gas residual. Dos

desvíos de expansor son proporcionados, a fin de que la planta pueda ser

operada cuando uno, o ambos, expansores estén inoperativos. El líquido

condensado en los expansores se separa del vapor en el separador de

salida del expansor de baja presión. Este separador opera a –105(103)°F

y 195 PSIG.

Para la modalidad de rechazo de etano, el vapor proveniente del

separador proporciona refrigeración al condensador de reflujo del

deetanizador. El liquido es bombeado a través del precalentador de

alimentación de baja presión del deetanizador, donde se calienta hasta –

9°F mediante la refrigeración del gas deshidratado, tal como se menciono

anteriormente. Luego fluye al deetanizador por la bandeja N°5.

Para la modalidad de recuperacion de etano, el vapor proveniente

del separador fluye hacia el condensador de reflujo del demetanizador.

Este no proporciona refrigeración ya que el condensador es saltado por el

lado superior del demetanizador; el líquido proveniente del separador es

bombeado a través del precalentador de alimentación de baja presión del

demetanizador y es alimentado al demetanizador en la bandeja N°5. No

hay intercambio de calor en el precalentador de alimentación de baja

presión del demetanizador ya que el flujo de gas en el otro lado del

intercambiador esta bloqueado, tal como se menciono anteriormente.

56


Figura N°7: Intercambiador gas frío/gas de baja presión.


Deetanizador/Demetanizador:

El deetanizador/demetanizador opera a 190 PSIG y contiene 28

bandejas de válvulas. (Ver Figura N°8) La columna p osee un rehervidor

lateral y un rehervidor de fondo. El calor de reebullición para el rehervidor

lateral se proporciona con el gas de entrada o el gas deshidratado, tal

como se discutió en una sección anterior. El gas residual proveniente de

la descarga del compresor de gas residual se utiliza para proporcionar

calor al rehervidor de fondo.

57


Para la modalidad de rechazo de etano, un condensador parcial se

utiliza para proporcionar un reflujo a la columna. El vapor frío proveniente

del separador de salida del expansor de baja presión se utiliza para

proporcionar refrigeración al condensador, y luego se mezcla con el

producto superior del deetanizador. El gas residual combinado

proporciona refrigeración al gas de entrada, tal como se discutió en

secciones anteriores.

Para la modalidad de recuperacion de etano el demetanizador

opera como un absorvedor rehervido. El condensador de reflujo del

demetanizador es saltado con un bypass; el vapor frío proveniente del

separador de salida del expansor de baja presión se mezcla con el

producto superior del demetanizador; el gas residual combinado

proporciona refrigeración al gas de entrada, tal como fue mencionado en

secciones anteriores.

En el fondo de la columna se ha instalado un tanque pulmón de

líquido (tanque pulmón del deetanizador), el tiempo de residencia normal

es de aproximadamente 15 minutos.

Para la modalidad de rechazo de etano, el producto líquido de

fondo proveniente del deetanizador es bombeado a través del enfriador

de aire de producto del deetanizador y combinado con el producto líquido

del estabilizador y con el producto del segundo tren.

Para la modalidad de recuperacion de etano, el producto líquido de

fondo del demetanizador es bombeado a través del intercambiador de

producto del demetanizador y calentado hasta 90°F r efrigerado mediante

la refrigeración del gas de entrada, tal como se ha mencionado

anteriormente. El producto líquido es combinado con el producto líquido

58


del estabilizador de condensado y con el producto proveniente del

segundo tren.

El producto combinado de NGL es enviado al poliducto que lo

transporta hasta las instalaciones de la Planta de Fraccionamiento de

Jose.

Figura N°8: Torre deetanizadora.


Compresión de gas residual:

La presión del gas residual se aumenta hasta 226 (233) PSIG

mediante el uso de dos expansores/compresores de baja presión

operando en paralelo. (Ver Figura N° 9) El gas lueg o se enfría hasta

120°F en el enfriador de descarga del expansor/comp resor. El gas

59


residual se comprime hasta 1030 (1015) PSIG en dos compresores

centrífugos impulsados por turbinas a gas operando en paralelo. Para

cada compresor, se proporcionan depuradores de sección, enfriadores

entre – etapas y depuradores entre – etapas.

El gas residual de descarga se enfría hasta 121 (124) °F en los

enfriadores de descarga del compresor de gas residual antes de ser

combinado con el gas residual proveniente del segundo tren.

Figura N°9: Expansor/pre-compresor.


Estabilizador de condensado:

El sistema estabilizador sirve para extraer agua e hidrocarburos

livianos de los líquidos condensados; el líquido condensado en las

60


instalaciones de entrada, al igual que las mezclas de vapor/líquido

provenientes del calentador de condensado del separador de entrada del

expansor de alta presión y el calentador de condensado del separador de

salida del expansor de alta presión son conducidos al tanque de

alimentación del estabilizador. (Ver Figura N° 10) Este tanque opera a 69

(65) °F y 410 PSIG. Es un separador de tres fases, donde el agua o glicol

atrapados que fueron arrastrados desde el contactor de glicol se pueden

extraer del sistema; el vapor proveniente de este tanque se envía al

depurador de succión del compresor superior del estabilizador, mientras

que el líquido sedimenta a la parte superior de la columna del

estabilizador.

El estabilizador opera a 389 PSIG y contiene 21 bandejas de

válvulas. el calor de reebullición se proporciona mediante el sistema de

aceite caliente; las altas temperaturas de operación del estabilizador

ayudaran a mantener la “parafina” disuelta en el condensado al mismo

tiempo que rechazara cualquier agua que se encuentre en la alimentación

al vapor superior. No se dispone de información sobre la cantidad y

naturaleza de la posible cera, y por lo tanto se deberán utilizar datos de

operación para evitar su separación; el vapor superior se combina con el

vapor proveniente del tanque de alimentación y se comprime a 995 PSIG

en el compresor superior del estabilizador; luego, el gas se enfría a 120°F

y se combina con el gas de entrada, corriente arriba de los

filtros/separadores de gas de entrada.

Se instalaran dos compresores superiores en el estabilizador para

manejar un máximo de aproximadamente 14,9 MMSCF/D. Un compresor

estará funcionando mientras que el otro estará de reserva; en caso de

que los requerimientos de combustibles sean menores que el gas de

regeneración de los tamices moleculares, el exceso de gas combustible

puede ser comprimido en el compresor de reserva.

61


Un deposito cilíndrico de compensación (Tanques de

compensación de los fondos del estabilizador – stabilizer bottoms surge

tank) con un tiempo normal de residencia de 30 minutos se proporciona a

fin de recolectar los líquidos de los fondos del estabilizador. Los líquidos

son bombeados mediante las bombas de los fondos del estabilizador y

luego son enfriados a 120°F antes de ser mezclados con el NGL

recuperado y enviados por poliductos a la Planta de Fraccionamiento de

Jose.

Figura N°10: Torre estabilizadora de condensados


62


Sistema de aceite caliente:

Un sistema de aceite caliente, proporcionado para cada tren, se

utiliza para calentar el rehervidor en los fondos del estabilizador; aceite

caliente proveniente del rehervidor se recibe en el tanque de

compensacion de aceite caliente; este tanque opera a 385 (371) °F y 20

PSIG y tiene aproximadamente 5 minutos de tiempo de residencia. (Ver

Figura N°11) Se utiliza un colchón de gas para mant ener la presión en el

tanque. El aceite luego se bombea a 70 PSIG en las bombas de

circulación de aceite caliente, y se calienta a 450°F en el calentador de

aceite caliente; el aceite caliente luego se dirige al rehervidor de los

fondos del estabilizador, se proporciona un bypass controlado por flujo

alrededor del rehervidor a fin de mantener un flujo mínimo a través del

sistema.

Figura N°11: Sistema de aceite caliente.


63


Sistema de flare:

Los dos sistemas de flare deben ser operados en paralelo

mediante la apertura de las válvulas de aislamiento en el punto en que el

cabezal de flare en la instalación de entrada se une al cabezal de tren de

cada flare (Ver Figura N°12). Esto permite que la c apacidad del sistema

de flare sea compartida, por tanto aumentando la capacidad de 312

MMSCFD para cada tren a 624 MMSCFD en total.

Figura N°12: Sistema de Flare.


64


2.2.4.3 Resumen De Productos De La Planta

Los siguientes son los productos calculados de la Planta de

Extracción en base al volumen de alimentación de planta de 1000

MMSCF/D y condiciones de diseño descritas en la base de diseño.

Producto líquido total:

Modalidad de rechazo de etano:

Caudal, GPM (1) 1541

Gravedad especifica (1) 0,556

Recuperacion (Mol %)

Propano 90,4

Butanos 99,0

Pentanos superiores Esencialmente 100%

% Volumen líquido C2/C3 2,0

Modalidad de recuperacion de etano:

Caudal, GPM (1) 2320

Gravedad especifica (1) 0,544

Recuperacion (Mol %)

Etano 41,2

Propano 88,5

Butanos 98,8

Pentanos superiores Esencialmente 100%

Mol. %C2C3 0,5

(1) Las condiciones son de 60°F y 14,7 PSIA.

65


Gas residual total:

Modalidad de rechazo de etano:

Caudal, MMSCF/D (1) 927

Peso Mol. 20,05

GHV, BTU/SCF (1) 990

LHV, BTU/SCF (1) 895

Temperatura, °F 121

Presión, PSIG 965

Modalidad de recuperacion de etano:

Caudal, MMSCF/D (1) 880

Peso Mol. 19,32

GHV, BTU/SCF (1) 975

LHV, BTU/SCF (1) 880

Temperatura, °F 124

Presión, PSIG 965

(1) Las condiciones son de 60°F y 14,7 PSIA.

66


2.2.4.4 Resumen De Servicios (Utility)

Consumo de gas combustible:

Tabla N°2: Consumo de gas combustible

Consumo de gas

combustible

MMSCFD N° de Item Servicio

Modalidad de

rechazo de

etano

Modalidad de

recuperación

de etano

D4.10303

Y

D4.10304

Compresores de gas residual en el

punto de operación de diseño de

28.400 hp de salida de la tubería de

gas.

14.26/tren 14.27/tren

D1.10301 Calentador de gas de regeneración.

Capacidad instantánea 0.06/tren 0.06/tren

D1.11101

Calentador de aceite caliente.

Capacidad de diseño de 4.4 (5.4)

MMBTU/HR y 85% de eficiencia.

0.14/tren 0.17/tren

D2.10318

Rehervidor de glicol. Capacidad de

diseño de 11 MMBTU/HR y 70% de

eficiencia. El máximo consumo de gas

combustible presupone que no se

recupera gas del tanque flash de

glicol.

0.43/tren 0.43/tren


(1992).

67


Tabla N°2: Consumo de gas combustible

Continuación

Consumo de gas

combustible

MMSCFD N° de Item Servicio

Modalidad de

rechazo de

etano

Modalidad de

recuperación

de etano

F30.36301

Y

F30.36302

Generadores eléctricos, con una

carga total de operación de planta de

6.2 MW para la instalación con dos

generadores operando a 3.1 MW o

15.3% de la carga.

4.70

4.76

Mechurrios

Gas de purga de los mechurrios

0.1

0.1

LHV

BTU/SCF

895

883

Requerimiento total de gas combustible de la

planta

35.12

35.12


(1992).

- No se incluye el gas de despojo (stripping gas) en el rehervidor de

glicol, el cual se puede utilizar intermitentemente.

- El consumo del gas combustible del generador eléctrico se basa en el

consumo de poder original de 5.8 MW mas las cargas adicionales de

SJ1000.

68


Consumo químico:

Trietilenglicol

Consumo total

3.8 galones/hr/tren.

7.6 galones/hr.

Metanol 2.0 GPM/tren (máximo)

A ser utilizado para inyección

según sea requerido.

Antiespumante

(Unión Carbide-SAG100)

Tipo y cantidad a ser

determinados durante la

operación.

Gel de sílica La frecuencia de reemplazo

estará determinada por la

cantidad de parafina presente.

Carbón activado La frecuencia de reemplazo será

determinada durante las

operaciones.

marco teorico planta san joaquin

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