UNIDAD N° 6 - Captacion.23

Universidad Tecnológica Nacional Facultad Regional Santa Cruz

Geología e Ingeniería de Yacimientos de Gas Juan José Rodríguez

UTN - FRSC

UNIDAD N° 6

SISTEMAS DE CAPTACIÓN

- AÑO 2013 -


____________________________________________________________________________________ Sistemas de Captación Juan José Rodríguez

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6. CAPTACIÓN EN LOS DISTINTOS TIPOS DE YACIMIENTOS

A los efectos de diferenciar los conductos que transportan gas en un yacimiento, según su función específica, se denomina “red de captación” al conjunto de todas aquellas cañerías que se utilizan para la conducción del gas natural, desde su fuente de producción hasta la vinculación de las mismas con el gasoducto principal, perteneciente al sistema de transporte y/o distribución propiamente dicho. Según las características del yacimiento y las instalaciones que se hayan montado para la explotación y adecuado transporte del gas hasta la cabecera del gasoducto, la “red de captación” puede estar integrada por cañerías de diversos diámetros, aptas para distintas presiones de operación, las cuales unen entre sí a dos o más instalaciones, como por ejemplo, baterías de petróleo, instalaciones de superficie de pozos gasíferos, plantas deshidratadoras, plantas compresoras, plantas de tratamiento de gas, etc. Es frecuente encontrarse con una “red de captación” integrada por cañerías que operan a diferentes presiones, debido a: a) Colectores que vinculan pozos correspondientes a distintos horizontes productivos. b) Colectores que conectan pozos de igual régimen de presión de trabajo,

correspondientes a un mismo reservorio productivo.

6.1. SISTEMA DE CAPTACIÓN DE BAJA PRESIÓN Constituidos por cañerías de mediano y gran diámetro (6” a 24”), que vinculan generalmente, baterías de petróleo o pozos gasíferos de presiones dinámicas de reducido valor con plantas compresoras.

La presión de operación normal oscila, en valores promedio, entre 0 y 5 Kg/cm2 manométricos.

6.1. SISTEMA DE CAPTACIÓN DE MEDIA PRESIÓN Generalmente se utilizan, para estos sistemas de captación, cañerías cuyos diámetros normalmente varían de 4 a 10 pulgadas. La presión media de trabajo es del orden de los 25 Kg/cm2, aunque en la práctica los valores medios oscilan entre 20 Kg/cm2 y la presión de trabajo de gasoductos de alta presión, los cuales operan en la Argentina, como mínimo a 60 Kg/cm2.



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Bajo tales condiciones operativas se vinculan pozos gasíferos normalmente pertenecientes a yacimientos en avanzado estado de explotación o instalaciones de separación gas-líquido, con plantas compresoras. 6.2. SISTEMA DE CAPTACIÓN DE ALTA PRESIÓN Para estos casos se emplean cañerías que, por lo general, van de las 3.5 a 8 pulgadas de diámetro. Estas cañerías, salvo algunas excepciones, vinculan a pozos de alta presión con plantas deshidratadoras u otras instalaciones, o directamente la descarga de plantas compresoras a gasoductos principales. Para establecer valores de operación normales, puede considerarse un rango de presiones entre los 60 y 100 Kg/cm2. Los datos de diámetros y presiones que se han referido para este sistema, así como para los dos anteriores, son solamente ilustrativos y no excluyentes. Por lo tanto, pueden encontrarse casos con valores de presiones de trabajo y diámetros de cañerías diferentes a los considerados casos tipo.



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6.3. SISTEMAS CENTRALIZADOS Y SECTORIZADOS



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6.3.1. CRITERIOS PARA SU DETERMINACIÓN Se entiende por “sistemas centralizados” aquellas redes de captación cuyos sistemas de baja, media y alta presión convergen hacia un punto único de compresión y/o tratamiento, desde el cual se vinculan finalmente con el gasoducto. Ejemplos de este tipo de sistemas los constituyen las redes de captación de Río Neuquén, El Medanito y Cañadón Alfa. Un “sistema sectorizado” es aquel en el cual, generalmente, las cañerías de baja y media presión concurren a distintas plantas compresoras, ubicadas en un yacimiento o en dos o más yacimientos cercanos entre sí, y luego, mediante un sistema de alta presión, se vinculan a una planta de tratamiento y/o cabecera de un gasoducto. Como ejemplos de sistemas sectorizados pueden mencionarse El Huemul y El Cóndor-Cerro Redondo. La definición, por la aplicación de uno de los dos sistemas aludidos precedentemente, no es tarea fácil. Para resolver el problema deben valorarse una considerable cantidad de factores, entre los cuales adquieren principal preponderancia: a) Característica y extensión del yacimiento b) Tipo, cantidad y capacidad de la/s planta/s compresora/s a utilizar c) Longitudes y diámetros de las cañerías necesarias d) Volúmenes de gas a captar de los distintos centros de producción e) Composición del gas, contenido de impurezas. Cada uno de estos factores deben analizarse en concordancia con los demás, sin dejar de tener en cuenta la enorme importancia de la faz económica, tanto en el equipamiento inicial como en la operación y mantenimiento posterior.

6.4.2. CENTRALIZACIÓN DE UN SISTEMA DE CAPTACIÓN En el país, los sistemas de captación centralizados son mayoría. Entre los que se encuentran en operación podríamos mencionar: Centenario, Sierra Barrosa, El Medanito, Cañadón Alfa, San Sebastián, etc. Sin particularizar, ya que entre sí difieren en algunos detalles, estos sistemas han sido concebidos de esa manera, teniendo en cuenta que las distancias entre las fuentes



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productoras - pozos y/o baterías, a la planta compresora y/o de tratamiento, eran relativamente cortas. Asimismo, se contempló la relativamente reducida extensión del yacimiento y la reserva recuperable del mismo, particularmente en lo que atañe a cada pozo gasífero a explotar. 6.4.3. SISTEMA DE CAPTACIÓN SECTORIZADO Estos casos son menos frecuentes que los anteriores. Los dos ejemplos que se mencionaron precedentemente (El Huemul y El Cóndor - Cerro Redondo), son prácticamente los únicos. Sin lugar a dudas, el yacimiento Huemul (Pico Truncado) es el sistema sectorizado más conocido y mejor desarrollado; por lo tanto, al hablar de sectorización de sistemas de captación, lo pondremos como caso de referencia, aunque en la actualidad la explotación de este yacimiento se encuentre en un periodo maduro y los caudales extraídos han declinado fuertemente. Originalmente, y en posteriores ampliaciones, se habilitaron, en total, 88 plantas compresoras de dos, cuatro, ocho a diez motocompresores y se montaron más de mil kilómetros de cañerías de baja, media y alta presión. 6.4.4. ELIMINACIÓN DE CONDENSADO DE LA RED

Las posibilidades de que exista líquido condensado dentro de las cañerías de captación de gas y la presencia del mismo ha sido una de las mayores preocupaciones de proyectistas y operadores de la red de captación. El gas natural, tal como se obtiene de la formación, es una mezcla de hidrocarburos, acompañada también de gases inertes y vapor de agua, variando sus proporciones de acuerdo a las características de cada Yacimiento. Dentro de esas impurezas, se debe prestar especial atención a la presencia de agua en estado líquido, principalmente cuando se trate del transporte a altas presiones, porque para esas condiciones, la combinación con el gas natural favorece la formación de “hidratos”. De acuerdo con la presión y temperatura de la formación, varía la cantidad de vapor de agua en el gas, estando éste siempre saturado. La expresión “saturado” significa que el gas ha absorbido todo el vapor de agua que puede contener a la temperatura y presión reinante en el Yacimiento. La operación ideal consiste en limitar la cantidad de agua presente en el gas a valores tales que a las máximas presiones y mínimas temperaturas experimentadas en el



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transporte, no exista posibilidad de condensación; es decir, deberíamos llevar el punto de rocío correspondiente a la máxima presión, a un valor menor que la temperatura mínima del gas dentro del gasoducto. Normalmente, la primera separación gas-líquido se efectúa en instalaciones de superficie, donde se elimina el agua e hidrocarburos que se encuentran en estado líquido y parte de los vapores que condensan por enfriamiento del gas, producto de la regulación y posterior expansión del gas en el separador. Se debe tener en cuenta, el incremento de temperatura que se otorga en el calentamiento del gas, dado que si bien esto evita problemas operativos en los sistemas de regulación, una temperatura de entrada del gas al separador muy elevada, disminuirá la cantidad de vapores de condensación, haciéndolo posteriormente en las tuberías de conducción. En las cuencas productoras del sur del país, donde las temperaturas ambiente son bajas la mayor parte del año, el calor es rápidamente disipado tanto en las cañerías aéreas instaladas o enterradas por presentar las mismas una superficie de transferencia elevada y ser pequeña la resistencia a la irradiación de calor que ofrece el revestimiento de las mismas. El líquido condensado, dentro de la cañería en sus sistemas de captación, reduce el área de pasaje de gas por la misma, haciendo difícil su circulación y por consiguiente, aumentando la pérdida de carga. Además, incrementa el trabajo necesario para transportar el fluido, puesto que se debe mover una sustancia de mayor densidad y viscosidad que el gas. Para evitar todos estos inconvenientes, se requiere ubicar a lo largo de los ramales del sistema, recolectores y/o purgadores de líquido. Para ello, se eligen preferentemente los lugares bajos (según topografía del terreno), siendo éstos donde se acumula con mayor facilidad el líquido.

Asimismo, en los sistemas de captación modernos se diseñan trampas de “scraper”, que permiten ingresar dentro de la cañería, un dispositivo que produce el desplazamiento de los líquidos, condensados y partículas sólidas en el ducto, los cuales, son separados y recuperados en un “Slug Catcher” en la entrada a la Planta Compresora o de Tratamiento.

6.4.5. SISTEMA DE CAÑERIAS

Los sistemas de cañerías para un yacimiento dado serán influenciados por la

forma del yacimiento, topografía del terreno, tipo de suelos, la anticipación a desarrollos futuros, disposiciones ambientales, etc.

Por ejemplo se pueden seleccionar las siguientes disposiciones de cañerías:



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1.-Una línea principal como anillo alrededor del yacimiento, las líneas de cada

pozo corren a esta línea principal con una estación compresora en el anillo. Si bien no es económico respecto de las cañerías, permite operar el sistema mientras una parte del sistema está siendo reparada.

2.-Las líneas principales radiales hacia una estación compresora ubicada al centro del yacimiento.

3.-Una línea principal corriendo directamente a través del yacimiento con pozos laterales llevados de cada lado.

4.- Una Línea principal general y una línea de control a lo largo del yacimiento con pozos laterales llevados a ambas líneas.

El dimensionamiento de la línea principal depende principalmente de los

siguientes factores: a.- Numero y diseño de estaciones compresoras (El diámetro de la cañería

varía inversamente con el número de estaciones compresoras requeridas) b.- Anticipar los picos diarios de demanda c.- Seguridad a la presión máxima d.- Presión inicial de los pozos e.- Producción esperada de los pozos f.- Cantidad de condensados, agua e hidratos que pudieran presentarse g.- Presión de línea a ser mantenida tanto como la presión de caída futura h.- Pérdida de carga permitida desde los pozos hasta la Planta Compresora. i.- Presión de abandono del yacimiento. j.- Demanda Inicial y futura. El cálculo de las líneas principales de captación y líneas secundarias puede ser

realizado con cualquiera de las fórmulas de flujo comúnmente usadas. Es importante determinar la caída de presión cuando grandes cantidades de líquido son esperadas acumular en el sistema de gathering.

6.4.6. BATERIAS PARA SISTEMAS A ALTA PRESIÓN

Se llaman baterías a aquellas instalaciones cuyo objetivo es reunir las líneas

provenientes de los pozos productores de gas en un radio aproximado de 4 km. Existen dos filosofías para el diseño de baterías:

1)Baterías Tradicionales: Separan los hidrocarburos líquidos y gaseosos y el agua proveniente de los pozos, a una presión suficiente para enviar los líquidos a los tanques de almacenaje y los gases a la Planta Compresora y/o de Tratamiento.



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2)Batería tipo cluster: Colecta los fluidos de diferentes pozos en un manifold y transporta el fluido en forma multifásica hasta la planta, donde se produce la separación de las fases. En ambos casos la presión operativa de la batería es la presión de la planta más la pérdida de carga producida entre la planta y la batería. La presión de diseño deberá ser analizada exhaustivamente en cada caso tomando en consideración la presión máxima operativa que se puede lograr, con este dato, se deberá adecuar los sistemas de seguridad a dicha presión. 6.4.7. BATERÍAS PARA SISTEMAS COLECTORES A BAJA PRESIÓN Son utilizadas para reunir las líneas provenientes de pozos productores de petróleo con gas asociado. En las instalaciones asociadas a las baterías de petróleo, lo importante es determinar el punto óptimo de recolección de gases de baja presión para luego comprimirlo previo al tratamiento. La incógnita consiste en determinar la localización que implique una menor inversión en cañerías para el sistema de colección (Gathering System). 6.4.8. EQUIPAMIENTO DE UNA BATERÍA a) Manifolds: Son unidades paquetizadas que poseen todas las facilidades necesarias para enviar el fluido de diferentes pozos a producción o a control. b) Separadores

Separadores de producción: Separan el gas de los líquidos que serán enviados a las plantas en cañerías independientes.

Separadores de control: Separan y miden gas, hidrocarburos y agua de

cada pozo para introducirlo luego en la(las) cañería(s) principal(es) de la unidad.

c) Sistema de acondicionamiento de gas para instrumentos: Separación y secado con silica gel o tamices moleculares del gas, para ser usado en servicios auxiliares. d) Sistema de deshidratación con TEG: Si fuese necesario para evitar la formación de hidratos hasta la llegada a la planta. Como alternativa se puede prever la inyección de metanol.

e) Sistema de venteos y drenajes. f) Sistema de tratamiento de efluentes.



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g) Purgadores ( Drips) y Separadores Es esencial la remoción de agua libre e hidrocarburos líquidos, tan pronto como el gas deja el cabezal del pozo, para reducir las restricciones al flujo a través de la red de captación, evitando la formación de hidratos. El diseño de purgadores usualmente incluye una o más de las siguientes características: 1. Reducción de la velocidad. La velocidad de la corriente de gas usualmente es reducida por medio de la ampliación de la cañería o cilindro a un punto donde los líquidos serán separados por gravedad. 2. Choque y aglomeración. La corriente de gas golpea o pasa por sobre la superficie de un deflector o chicanas (baffle) donde el líquido ingresante se acumula en gotas las cuales son separadas 3. Tipo escalera de mano. Como se usa en varios sistemas de puntos bajos. Este tipo consiste en una ampliación de la sección de la línea, a la cual es conectado un reservorio por medio de dos o más cañerías. Un separador convenientemente diseñado debe poseer las siguientes características: Una primera sección que permita retener masivamente el líquido en la masa

gaseosa tratada. Capacidad suficiente de líquido, que permita retener posibles incrementos

imprevistos. Longitud o altura convenientemente estudiadas para que las gotas se asienten

por gravedad y evitar demasiado arrastre Un enderezador de flujo a los efectos de encauzar la vena gaseosa dentro del

separador, para posibilitar el asentamiento de partículas líquidas. Una malla o eliminador de niebla cerca de la salida de gas que actúe como

condensador, con la finalidad de retener las partículas líquidas más pequeñas que no puedan asentarse por gravedad.

Equipos Adecuados para el control de presión, niveles de líquido, temperatura y elementos de seguridad.

Consideraciones previas a definir el diseño de un separador: Presencia de partículas sólidas y/o componentes corrosivos en la corriente de

fluidos proveniente de los pozos (arenas, SH2, CO2, etc.) Espacio disponible para su instalación. Tamaño límite para el transporte. Requiere separar 2 o 3 fases. Se necesitará calentamiento o conexiones de limpieza.



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Verificar si deberá funcionar como Slug catcher para variaciones de volúmenes de líquido.

Tiempo de retención de líquido. Caudal máximo de gas a mínima presión operativa.

Métodos de separación Método Gravitacional Método Centrífugo Método de Choque

Método Gravitacional La separación de las gotas de líquido se logrará si el tiempo de precipitación de las mismas es inferior al tiempo de desplazamiento o permanencia de la fase gaseosa dentro del separador. Cuando se adopta este método es de fundamental importancia fijar el tamaño de la gota a retener, como consecuencia de la relación existente entre el tamaño de la misma y su velocidad de caída. Método Centrífugo Este método está basado en la generación de una fuerza centrífuga, causada por el cambio de trayectoria que es obligada una masa gaseosa. El aprovechamiento de esta fuerza hace que las gotas que arrastra una mezcla gaseosa que por inercia tienden a seguir una línea recta, se precipiten contra la superficie que origina este cambio facilitando su retención. Método de Choque Al proyectar una mezcla gaseosa cargada de partículas contra un cuerpo que actúa como contención, el gas continúa su flujo siguiendo la forma de ese cuerpo, mientras que, las gotas de líquido se precipitan por la superficie del cuerpo quedando retenidas. Como el flujo de gas es uniforme, el líquido arrastrado continuará precipitándose, aumentando el tamaño de las gotas retenidas, hasta que las mismas adquieran tal peso que por gravedad se produce su decantación. Tipos de separadores Separadores Verticales. Separadores Horizontales. Único Barril



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Doble Barril Separadores Esféricos. Separadores Trifásicos.

Separador Vertical Posee definidas ventajas en la aplicación para el procesamiento de pozos, que

en su explotación arrastran considerables cantidades de partículas sólidas. También es apto para aplicaciones de tratamiento de gas sin inhibidor de

hidratos, pues permite en su interior la disposición de un serpentín de calentamiento de fondo.

Puede retener más líquido por unidad de gas tratado que cualquier otro separador.

Superficie de montaje reducida, en contraposición con la altura para su traslado. Su diseño aplica métodos de Choque y centrifugado, dado que el gravitacional

no es muy conveniente. Separador Horizontal Se adapta mas fácilmente a instalaciones de superficie tipo paquete, que

necesitan ser desplazadas con cierta frecuencia. Combina los métodos de choque, centrífugo y gravitacional. La opción de dos Barriles puede desplazar al separador vertical en su cualidad

más sobresaliente, o sea, la retención de alto volumen de líquido en relación al gas tratado.

En el separador horizontal de un solo Barril, con un diámetro igual al de un separador vertical, se obtiene una capacidad de tratamiento mayor que la de este último.

La separación horizontal no es muy apta para la retención de partículas pesadas.(arena, barro, etc) como consecuencia de su sistema de drenaje en relación al vertical.

Separador Esférico En base a su forma y tamaño podría ser el separador de más ventaja, es de fácil

transporte, no ocupa mucha superficie en su montaje y posee un buen fondo de drenaje.

Recomendable en separadores de alta presión. (por ejemplo: en equipos de ensayos de pozo)

Muy utilizado en plataformas Offshore por la disponibilidad de espacio.



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No obstante no llega a tener la capacidad y elasticidad de tratamiento como la de un sistema horizontal.

Separador Trifásico Para los casos en que en el gas a tratar existe una considerable cantidad de agua libre. Los principios de separación son los mismos anteriormente enunciados. El agua libre puede ser separada de los hidrocarburos condensados, mediante la retención de líquido durante un cierto tiempo dentro del recipiente sin turbulencia y sin aplicación de calor al sistema. Un sistema de separación trifásico debe tener las siguientes características: El líquido debe ser retenido masivamente en una primera sección de separación. La velocidad de flujo debe ser considerablemente baja a los efectos de permitir

la separación de los líquidos. poseer un medio eficaz de extracción de niebla. El líquido retenido en el recipiente debe ser mantenido libre de turbulencia. El líquido debe permanecer el tiempo suficiente como para permitir la separación

por diferencia de densidad. Los líquidos deben ser evacuados del separador a través de distintos conductos.

Partes de un separador Sección de separación Inicial

– Deflector de plato: el flujo de gas choca contra él, cambiando de dirección bruscamente para retroceder y golpear contra la pared del separador.

– Deflector centrífugo: este sistema suele aplicarse cuando la presencia de

líquido del gas se produce en borbotones. El gas se proyecta contra las paredes del recinto circular y por acción centrífuga el líquido se separa depositándose por gravedad en el fondo del separador.

Sección de encauzamiento del gas. Luego de la separación inicial el gas debe

ser encauzado para eliminar la turbulencia del mismo. Las aletas encauzadoras son placas verticales dispuestas a lo largo de una cierta sección del separador, que llegan hasta muy cerca del nivel de líquido. El gas pasa a través de ellas disminuyendo la turbulencia. Sección Controladora de nivel de líquido.

– El líquido retenido debe permanecer un cierto tiempo para completar el

proceso de separación. Por este motivo debe realizarse un control sobre el mismo manteniéndose su nivel a determinada altura por medio de mecanismos adecuados.



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6.4.9. MEDICIÓN DE GAS

El gas producido por cada pozo o por un grupo de pozos, debe ser medido a los

efectos del pago de regalías y asimismo para el seguimiento y control de reservorio. Regularmente se utilizan sistemas de medición con placa orificio, dado que

resultan más apropiadas para el caso de gas crudo con eventual presencia de fases líquidas.

En mediciones de climas fríos puede calentarse con una serie de dispositivos

calentadores de gas indirectos pueden ser usados para mantener la temperatura del gas por encima de la de formación de hidratos. 6.4.10. LOCALIZACIÓN DE INSTALACIONES EN UN SISTEMA DE CAPTACIÓN Un criterio válido para definir la ubicación de la Planta Compresora es encontrar el baricentro del sistema colector. Esto se realiza a partir de los caudales de gas entregados por cada fuente productora, las presiones de trabajo y las coordenadas de cada batería (ver mapa ubicación de pozos). A continuación vemos un ejemplo:

Batería Q gas (m3/d) P(kg/cm2) X(cm) Y(cm) 1 108.000 2,5 1,5 6,0 2 93.000 2,5 1,0 2,5 3 281.000 2,8 7,0 7,0 4 76.000 2,4 6,0 3,5 5 169.000 2,6 10,5 2,0

X*Q*P Y*Q*P Q*P



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405.000 1.620.000 270.000 232.500 581.250 232.500

5.507.600 5.507.600 786.800 1.094.400 638.400 182.400 4.613.700 878.800 439.400

Σ= 11.853.200 Σ = 9.226.050 Σ = 1.911.100 Xg = ∑ Qi * Pi * xi ∑Qi * Pi Yg = ∑ Qi * Pi * yi ∑Qi * Pi X = 11.853.200/1.911.100 = 6,2 Y = 9.226.050/1.911.100 = 4,8 En base a los resultados obtenidos la Planta Compresora se debería localizar en

la posición de las coordenadas X = 6,2 cm; Y = 4,8 cm.

Cabe consignar que a modo de simplificación del problema, se han asumido diámetros uniformes de las cañerías entre cada batería y el centro de compresión.



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Mapa de ubicación de pozos

6.4.11. NORMAS APLICABLES AL DISEÑO DE INSTALACIONES NAG-100: Normas Argentinas mínimas de seguridad para el transporte y

distribución de gas Natural y otros gases por cañerías.



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ASME B31.8. Gas transmission and distribution piping system ASME B31.3. Chemical Plant and petroleum refinery piping

ASME B31.4. Liquid transportation system for hydrocarbon, liquid petroleum gas,

anhydrous ammonia, and alcohols. ASME VIII Division 1. Rules for Construction of pressure Vessels.

API STD 5L. Specification for line pipe

API STD 521. Guide for Pressure-Relieving and Despressuring System

ASTM A 105. Specification for carbon steel Forgings for piping application

6.4.12. BIBLIOGRAFÍA CONSULTADA ENGINEERING DATA BOOK. The Gas processors suppliers Association.

GAS CONDITIONING AND PROCESSING. John Campbell.

CHEMICAL ENGINEERS HANDBOOK. Robert H. Perry.

OILDFIELD PROCESSING OF PETROLEUM. VOL 1. GAS NATURAL.

Francis Manning.

UNIDAD N° 6 - Captacion.23

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