MX2008010777A

MX2008010777A - Sistema de tratamiento de sulfuro de hidrogeno.

Info

Publication number: MX2008010777A
Application number: MX2008010777A
Authority: MX
Inventors: Eric Hand; Frank Mueller; Michael A Freeman
Original assignee: Mi Llc
Priority date: 2006-02-24
Filing date: 2007-02-23
Publication date: 2008-09-01
Also published as: NO341229B1; EA013067B1; CA2642816A1; WO2007100805A1; NO20084026L; EP1986954A4; US7704299B2; US20070199902A1; EP1986954B1; US7727316B2; EA200870294A1; CA2642816C; US20070199872A1; EP1986954A1

Abstract

La presente invención proporciona un sistema para el tratamiento de un fluido de proceso. El sistema incluye un arreglo modular que incluye diez módulos para: reducir la cantidad de gas de sulfuro de hidrógeno disuelto y arrastrado en el fluido de proceso; monitorear el pH del fluido de proceso; almacenar el fluido de proceso; reducir la cantidad de petróleo del fluido de proceso y flocular el fluido de proceso; medir la cantidad de petróleo en el fluido de proceso; proporcionar aire de suministro de ventilación a por lo menos uno de los módulos; remover el gas de sulfuro de hidrógeno de un gas agrio; alimentar gases a un sistema de quemador y controlar los procesos del sistema. La presente invención también proporciona un método para el tratamiento de un fluido de proceso que incluye ensamblar un sistema modular, hacer fluir el fluido de proceso a través del sistema modular y permitir que el fluido de proceso salga del sistema modular para su desecho.

Description

SISTEMA DE TRATAMIENTO DE SULFURO DE HIDROGENO CAMPO DE LA INVENCION La invención es concerniente en general con un sistema para el tratamiento de fluidos de proceso.

ANTECEDENTES DE LA INVENCION Cuando se perforan o consuman pozos en una formación terrestre, varios fluidos son usados comúnmente en el pozo por una variedad de razones. Como se usa en la presente, tales fluidos serán denominados como "fluidos de proceso" . Los usos comunes para los fluidos de proceso incluyen: lubricación y enfriamiento de la superficie de corte del trépano de perforación en tanto que se perfora o en general perfora hacia dentro (esto es, perforación en una formación que lleva petróleo objetivo) , transportación de "cortes" (piezas de formación desalojadas por la acción de corte de los dientes en un trépano de perforación) a la superficie, control de presión del fluido de formación para impedir explosiones, mantenimiento de la estabilidad del pozo, suspender sólidos en el pozo, minimizar pérdida de fluido a y estabilizar la formación a través de la cual el pozo es perforado, fracturación de la formación en la vecindad del pozo, desplazamiento del fluido dentro del pozo con otro fluido, limpieza del pozo, prueba del pozo, colocación de un fluido empatador, abandono del pozo o preparación del pozo para abandono y de otra manera tratamiento del pozo o la formación. En la perforación de algunas formaciones subterráneas y particularmente aquellas que llevan petróleo o gas, comúnmente se encuentran acumulaciones de sulfuro de hidrógeno. Los fluidos de perforación traen el sulfuro de hidrógeno a la superficie. Tal sulfuro en el fluido de perforación es problemático, ya que puede corroer el acero en el aparato de perforación y puede ser liberado a la atmósfera como gas de sulfuro tóxico en la superficie del pozo. Además, el petróleo del fluido de perforación (también como cualquier petróleo de la formación) se puede asociar con o ser absorbido a la superficie de los cortes que han sido removidos de la formación que es perforada. Los cortes pueden entonces ser un material ambientalmente peligroso, haciendo el descenso un problema. En general, para proteger la salud de aquellos que trabajan con el fluido de perforación y aquellos en la superficie del pozo, se deben mantener condiciones para asegurar que la concentración del sulfuro de hidrógeno por encima del fluido, emitido debido a la presión parcial del gas es menor de aproximadamente 15 ppm. La presión parcial del sulfuro de hidrógeno a temperaturas ambientes es función de la concentración de iones sulfuro en el fluido y el pH en el fluido. Para asegurar que el límite de 15 ppm no sea excedido aún para la máxima concentración de sulfuro que pueda ser encontrada en una formación subterránea, el pH del fluido de perforación es mantenido comúnmente a un mínimo de aproximadamente 11.5. También, para impedir que la concentración de sulfuro soluble en el fluido se vuelva excesiva, se toma acción sistemáticamente para remover el sulfuro del fluido. Los gases disueltos provocan muchos problemas en el campo petrolero. Los gases y otros fluidos presentes en formaciones subterráneas, llamados colectivamente fluidos de yacimiento, están propensos a entrar a un barreno perforado a través de la formación. En muchos casos, fluidos de perforación densos, salmueras de consumación, fluidos de fracturación y así sucesivamente son provistos para mantener una contrapresión que restringe a los fluidos de yacimiento de entrar al barreno. Sin embargo, hay muchas instancias en donde la contrapresión es demasiado baja para restringir los fluidos del yacimiento. Esto puede ser debido a por ejemplo, a un mal cálculo de la densidad de fluido necesaria para mantener un equilibrio hidrostático o una disminución transitoria de la presión debido al movimiento de la columna de sondeo en el agujero. Los gases pueden también entrar al barreno por medio de difusión molecular si hay un flujo insuficiente de fluido del barreno para mantenerlo alejado. Finalmente, los fluidos del yacimiento escapan de los fragmentos de la formación que son perforadas. El fluido de yacimiento que entra al pozo está entonces libre para mezclarse con el fluido del pozo suministrado y subir a la superficie . Los peligros de las expansiones sin restricción de los fluidos de yacimiento en el barreno son bien conocidos. Un peligro primario es un efecto de avalancha del desprendimiento de gas y expansión, en donde las burbujas de gas se elevan en una corriente de semilíquido, expandiéndose a medida que se elevan. A medida que las burbujas se expanden, expulsan el fluido dentro del barreno y reducen adicionalmente la presión hidrostática del fluido de barreno. Tal avance puede conducir inevitablemente a una "explosión" , mediante lo cual tanta corrección de restricción se ha perdido que el yacimiento de alta presión puede fluir de manera incontrolable al barreno. Menos dramáticos pero igualmente importantes son los efectos químicos que los fluidos de formación pueden tener sobre el fluido circulante, la estructura del pozo y el personal asociado. Estos efectos y riesgos pueden incluir, por ejemplo: gas metano liberado en la superficie se puede encender; el dióxido de carbono se puede convertir en ácido carbónico, un compuesto altamente corrosivo cuando es expuesto al agua; el gas de dióxido de carbono es un asfixiante; el sulfuro de hidrógeno puede corroer los metales ferrosos, particularmente en contacto con agua y es más dañino que el dióxido de carbono debido a que puede inducir la fragilización de hidrógeno; los tubulares quebradizos se pueden separar o romper el pozo bajo tensiones de diseño con consecuencias catastróficas; el gas de sulfuro de hidrógeno es también tóxico, niveles de 200 a 1000 ppm provocan la muerte en individuos saludables. La remoción de los gases disueltos y arrastrados es así vital para muchos aspectos de la perforación y aprovechamiento exitosos. Los fluidos de proceso de los pozos son comúnmente enviados lejos del sitio para tratamiento y procesamiento para remover materiales peligrosos del fluido de proceso. Por ejemplo, gases tales como sulfuro de hidrógeno, sólidos, por ejemplo, cantidades de formación terrestre, cortes, desechos, etc. y otros fluidos, por ejemplo, petróleo, pueden ser reunidos del fluido de proceso durante tal procesamiento del fluido de proceso, de tal manera que el fluido de proceso puede ser desechado de manera segura o hacerse recircular al pozo. El envío de los fluidos de proceso lejos del sitio puede ser molesto y costoso debido a los riesgos potenciales involucrados, en los que se incluyendo riesgos de salud para el personal que maneja el transporte de los fluidos de proceso y los riesgos ambientales de fugas o derrames del fluido de proceso durante la transportación. Así, existe la necesidad por un sistema y método para el tratamiento de un fluido de proceso, que incluya facilitar la reducción de los gases arrastrados y disueltos en el fluido de proceso.

BREVE DESCRIPCION DE LA INVENCION En un aspecto, la invención es concerniente con un sistema para el tratamiento de un fluido de proceso que comprende un arreglo modular, el arreglo modular incluye un primer módulo que reduce la cantidad de gas de sulfuro de hidrógeno disuelto y arrastrado en el fluido de proceso y monitorea el pH del fluido de proceso, un segundo módulo en comunicación fluida con el primer módulo que almacena el fluido de proceso si la cantidad de gas de sulfuro de hidrógeno arrastrado en el fluido de proceso es mayor de un valor preseleccionado, un tercer módulo en comunicación fluida con el segundo módulo que reduce la cantidad de petróleo del fluido de proceso y flocula el fluido de proceso, un cuarto módulo en comunicación fluida con el tercer módulo que reduce la cantidad de sólidos del fluido de proceso, un quinto módulo en comunicación fluida con el cuarto módulo que mide la cantidad de petróleo en el fluido de proceso y almacena el fluido de proceso tratado, un sexto módulo en comunicación fluida con por lo menos uno del primer módulo, el segundo módulo, el tercer módulo y el cuarto módulo que proporciona aire de suministro de ventilación, un séptimo módulo en comunicación fluida con el primer módulo y el segundo módulo que remueve el gas de sulfuro de hidrógeno de un gas agrio y un octavo módulo en comunicación fluida con el séptimo módulo que alimenta los gases a un sistema de quemador, un noveno módulo en comunicación con el primero a octavo módulos del sistema que controla los procesos del sistema y un décimo módulo en comunicación con el módulo de sala eléctrica local que tiene una estación de trabajo y un sistema regulatorio. En otro aspecto, la invención es concerniente con un método para el tratamiento de un fluido de proceso, el método incluye ensamblar un sistema modular, hacer fluir el fluido de proceso a través del sistema modular, hacer fluir el fluido de proceso a través del sistema modular e incluye desgasificar el fluido de proceso, neutralizar el fluido de proceso, reducir la cantidad de uno del grupo que consiste de gases arrastrados, petróleo y sólidos del fluido de proceso, monitorear y analizar el fluido de proceso por lo menos uno del grupo que consiste de gases arrastrados, petróleo y sólidos y hacer fluir el fluido de proceso fuera del sistema modular para su desecho. Otros aspectos y ventajas de la invención serán evidentes a partir de la siguiente descripción y las reivindicaciones adjuntas.

BREVE DESCRIPCION DE LAS FIGURAS La Figura 1 muestra un sistema modular de acuerdo con una modalidad de la invención. La Figura 2 muestra un módulo de separación primario de acuerdo con una modalidad de la invención. La figura 3 muestra un módulo de desgasificación y neutralización de acuerdo con una modalidad de la invención. La Figura 4 muestra un módulo de almacenamiento de fluido de proceso de acuerdo con una modalidad de la invención . La Figura 5 muestra un módulo de remoción de petróleo y floculación de acuerdo con una modalidad de la invención. La Figura 6 muestra un módulo de remoción y filtración de sólidos de acuerdo con una modalidad de la invención . La Figura 7 muestra un módulo de almacenamiento de fluido arrastrado de acuerdo con una modalidad de la invención. La Figura 8 muestra un módulo de sala eléctrica local de acuerdo con una modalidad de la invención. La figura 9 muestra un módulo de sala de control de acuerdo con una modalidad de la invención. La Figura 10 muestra un módulo de tratamiento de sulfuro de acuerdo con una modalidad de la invención. La figura 11 muestra un módulo de línea de quemadores de acuerdo con una modalidad de la invención. La Figura 12 muestra un módulo de suministro de ventilación de acuerdo con una modalidad de la invención.

DESCRIPCION DETALLADA DE LA INVENCION En un aspecto, las modalidades reveladas en la presente son concernientes con un sistema y métodos para el tratamiento de fluidos de proceso. En otro aspecto, las modalidades reveladas en la presente son concernientes con un sistema y métodos para remover sulfuro de hidrógeno de fluidos de proceso. Como se usa en la presente, "sistema modular" se refiere a una agrupación de unidades o módulos que son móviles, que pueden ser de forma y/o tamaño estandarizado y que pueden ser interconectados para formar un sistema más grande. Como se usa en la presente, un "fluido de proceso" se refiere a cualquier fluido usado en la perforación o consumación de un pozo, en los que se incluyen lodos, salmuera, pilares, agua, etc. Como se usa en la presente, una "pildora" se refiere a cualquier cantidad relativamente pequeña de una combinación de fluidos de perforación que es usada para llevar a cabo cualquier tarea específica que un fluido de perforación regular no puede efectuar, por ejemplo, elevar cortes del barreno, disolver formaciones de sal de intrusión, destruir retortas de filtro, etc. Como se usa en la presente, "cliente" se refiere a cualquier persona, personas o compañía que solicitó el tratamiento de un fluido de proceso. Por ejemplo, el cliente puede ser una compañía petrolera que solicitó el tratamiento de fluido de proceso de uno o más de sus sitios de perforación. Como se usa en la presente, "flocular" o "floculación" significa provocar que se agreguen para formar flóculos o masas de partículas suspendidas finas. Como se usa en la presente, una "tolva" puede ser definida como un dispositivo utilizado para facilitar la adición de aditivos de fluido de proceso o compuestos químicos a un fluido de proceso, en donde el fluido de proceso entra a la tolva y se mezcla con los aditivos . Modalidades seleccionadas reveladas en la presente incluyen un sistema modular para el tratamiento de fluidos de proceso en el sitio. En una modalidad, el sistema incluye múltiples módulos móviles que pueden ser transportados y estrangulados en el sitio. En modalidades seleccionadas, el sistema recibe fluidos de proceso utilizados durante procesos de perforación y proceso o los trata para su desecho. En una modalidad, el sistema que trata fluidos de proceso comprende una mezcla de agua, petróleo, sulfuro de hidrógeno, salmuera, ácido muerto y una pequeña cantidad de sólidos. Modalidades de la presente invención involucran una serie de módulos interconectados que comprenden una pluralidad de aparatos para efectuar una pluralidad de procesos. Modalidades de la presente invención proporcionan un sistema de módulos móviles conectables para el procesamiento o tratamiento de un fluido de proceso. Cada módulo es suficientemente pequeño para ser móvil y suficientemente grande para comprender este tipo de proceso, en los que se incluyen tanques válvulas, bombas, tuberías, etc. En una modalidad, cualquiera de los varios módulos pueden ser ensamblados en el sitio mediante ajuste y/o conexión de escalera, rieles de protección, tuberías, cableado eléctrico y ventilación. Aparatos y procesos ejemplares son descritos posteriormente en la presente. VISTA GENERAL DEL PROCESO Después de la perforación y consumación de un pozo, los fluidos de proceso pueden contener varias cantidades de gases arrastrados, petróleos y sólidos. Durante la limpieza de un pozo, los fluidos de proceso pueden ser tratados al hacer fluir el fluido de proceso a través de un separador y tanques de amortiguación. Dependiendo del contenido de agua y sólidos, el petróleo puede ser alimentado a un quemador o devuelto al separador. Los gases removidos del fluido de proceso en el separador pueden ser enviados a un quemador. Los fluidos usados durante la fase de limpieza de un pozo incluyen volúmenes de fluidos del volumen de tubería o salmuera, pildoras y agua usada para lavar equipo al final de una prueba o programa de estimulación. Los fluidos de proceso usados durante la perforación y consumación de un pozo pueden contener varias cantidades de gas de sulfuro de hidrógeno que pueden variar de unas pocas partes por millón (ppm) a más de 10,000 ppm. Después de la estimulación del pozo, aditivos, tales como ácido y mezclas químicas, asociados con el proceso de perforación se hacen fluir de regreso o son devueltos a la superficie. Estos aditivos pueden incluir surfactantes , inhibidores de corrosión, agentes de control de hierro y solventes. La efectividad del ácido y los compuestos químicos durante el proceso de perforación depende de las condiciones del pozo y el área estimada de la formación del yacimiento. Parte del ácido y otros componentes de fluido pueden no ser concebidos completamente cuando son devueltos a la superficie y deben ser neutralizados para su desecho seguro. En una modalidad, un sistema para el tratamiento de fluido de proceso, que incluye la remoción de sulfuro de hidrógeno, es mostrado en la Figural . El fluido de proceso entra 24 al sistema modular para el tratamiento 22 de un fluido de proceso, en donde el fluido de proceso es procesado y tratado para su desecho seguro del fluido de proceso. En una modalidad, el sistema modular 22 comprende una pluralidad de módulos, en donde el tamaño de cada módulo es suficientemente pequeño para ser móvil. Así, los módulos pueden ser ensamblados en el sitio. En una modalidad, los módulos tienen dimensiones aproximadas de alrededor de 6 metros (20 pies) de longitud y 2.4 metros (8 pies) de ancho. Sin embargo, aquel de habilidad ordinaria en el arte apreciará que cualquier tamaño de módulo que sea suficientemente pequeño para ser móvil y suficientemente grande para alojar tanque, bombas y equipo de proceso puede ser usado sin desviarse del alcance de la invención. En una modalidad, el sistema modular 22 puede ser configurado para tratar fluidos de proceso que comprenden una mezcla de agua, petróleo, sulfuro de hidrógeno, salmuera, ácido muerto y sólidos . En una modalidad, un fluido de proceso entra 24 al sistema modular 22 y entra primero a un módulo de separación primario 102. El módulo de separación primario 102 puede ser usado para aplicación de perforación de tubería helicoidal y en general no durante la operación normal con flujos hacia atrás del ácido. El módulo de separación primario 102 puede remover gas y sólidos del fluido de proceso. Adicionalmente, el módulo de separación primario 102 puede proporcionar una interfase entre la operación de alta presión y baja presión, en el caso de que el equipo corriente arriba del sistema 22 falle en limitar la alta presión al sistema 22. Después que el fluido de proceso fluye a través del módulo de separación primario 102, removiendo mediante esto el gas y sólidos arrastrados, el fluido de proceso puede ser desviado al módulo de desgasificación y neutralización 211. En una modalidad alternativa, el fluido de proceso puede entrar 124 al sistema modular 22 de un cliente y entrar al módulo de desgasificación y neutralización 211, sin entrar primero al módulo de separación primario 102. En esta modalidad, un módulo de desgasificación y neutralización 211 comprende un tanque que tiene un compartimiento de desgasificación (213 en la figura 3) que reduce la cantidad de gas de sulfuro de hidrógeno disuelto y arrastrado del fluido de proceso y un compartimiento de neutralización (214 en la figura 3) que monitorea y ajusta el pH del fluido de proceso. Luego el fluido de proceso puede ser bombeado al módulo de almacenamiento 331 del fluido de proceso. En esta modalidad, un módulo de almacenamiento 331 de fluido de proceso comprende un tanque de almacenamiento (332 en la Figura 4) . El fluido de proceso del módulo de desgasificación y neutralización (221) que tiene más de un valor preseleccionado de sulfuro de hidrógeno se hace fluir al tanque de almacenamiento (332 en la Figura 4) en el módulo de almacenamiento de fluido de proceso 331. Luego el fluido de proceso almacenado en el módulo de almacenamiento del fluido de proceso puede ser devuelto al módulo de desgasificación y neutralización 211 para el procesamiento adicional . Si el fluido de proceso del módulo de desgasificación y neutralización (221) tiene menos del valor preseleccionado de sulfuro de hidrógeno, entonces el fluido de proceso es enviado 26 del módulo de almacenamiento de fluido de proceso 331 a un conjunto de tubería 28 al módulo de remoción y floculacion de petróleo 441. En esta modalidad, el módulo de remoción y floculacion de petróleo 441 comprende un tanque coalescente (442 en la Figura 5) para la remoción de petróleo en un fluido de proceso y un tanque de floculación (451 en la figura 5) para la floculación del fluido de proceso. El petróleo recuperado del tanque coalescente puede ser enviado a un IBC para almacenamiento o enviado por tubería directamente al cliente. Después que el fluido de proceso fluye a través del tanque coalescente y el tanque de floculación, el fluido de proceso puede ser transferido al módulo de remoción de sólidos y filtración 551. En esta modalidad, el módulo de remoción y filtración de sólidos 551 comprende un filtro de banda (553 en la figura 6) para remover el material sólido de un fluido de proceso acoplado a un tanque de almacenamiento (554 en la Figura 6) . En una modalidad, por lo menos un bidón de filtro puede ser acoplado al tanque de almacenamiento 554. El fluido de proceso del módulo de remoción de sólidos y filtración 551 puede luego ser bombeado a través del conjunto de tuberías 28 al módulo de almacenamiento de fluido tratado 661, como se indica por la flecha del flujo de proceso 30. En esta modalidad, un módulo de almacenamiento de fluido tratado 661 comprende un sistema de monitoreo de petróleo en agua (663 en la Figura 7) para medir la concentración de petróleo dentro de un fluido de proceso tratado que entra al módulo de almacenamiento tratado 661 del módulo de remoción y filtración de sólidos 551 y un tanque (664 en la Figura 7) para almacenar el fluido de proceso tratado. El fluido de proceso almacenado en el módulo de almacenamiento de fluido tratado 661 puede ser enviado 32 al cliente como fluido de proceso tratado. Adicionalmente, el fluido de proceso almacenado en el módulo de almacenamiento de fluido tratado 661 se puede hacer recircular 34 al módulo de desgasificación y neutralización 211 para la limpieza o reprocesamiento de tanque o enviado al módulo de remoción de petróleo y floculacion 441 para procesamiento adicional. En esta modalidad, un módulo de sala eléctrica local 771 está conectado eléctricamente a cada uno de los varios módulos, tal como se indica por las líneas punteadas 40 y 41. En esta modalidad, la sala eléctrica local comprende un sistema de PLC de sulfuro de hidrógeno 773, un sistema de F&G/ESD 774 y un MCC 775 (Figura 8) . El módulo de sala eléctrica local 771 aloja el sistema y equipo responsable por controlar los procesos intermodulares y los procesos dentro de cada módulo. El sistema de PLC de sulfuro de hidrógeno puede controlar el proceso del sistema, el sistema de F&G/ESD puede controlar el proceso para salvar el sistema de manera segura si se presenta una condición de proceso seria y el MCC controla la energía motorizada para el sistema. En esta modalidad, un módulo de sala de control 881 está conectado eléctricamente 43 a por lo menos uno de los sistemas, en los que se incluyen el sistema PLC de sulfuro de hidrógeno 773, el sistema de F&G/ESD 774 y el MCC 775 (Figura 8) , dispuestos en el módulo de sala eléctrica local 771. El módulo de sala de control 881 puede estar dispuesto encima del módulo de sala eléctrica local 771 y puede comprender una estación de trabajo de operador y un laboratorio del sistema. El módulo de sala de control 881 puede comprender un HMI de PLC de sulfuro de hidrógeno y un servidor de PLC de sulfuro de hidrógeno, proporcionando mediante esto al operador una interfase gráfica de los procesos del sistema modular 1202. En una modalidad, la interfase gráfica puede mostrar el sistema modular 1202 en formato P&ID. En esta modalidad, un módulo de tratamiento de sulfuro 991 comprende un tanque 994 que contiene un medio consumible que reacciona químicamente con una corriente de gas agrio que entra al módulo de tratamiento de sulfuro 991 del desgasificador mecánico 220 (Figura 3) en el módulo de desgasificación y neutralización 211 tal como se indica por la flecha de flujo del proceso 36, el compartimiento de desgasificación 213 y el módulo de desgasificación y neutralización 211, como se indica por la flecha del flujo de proceso 38, el compartimiento neutralizante 214 del módulo de desgasificación y neutralización 211, tal como se indica por la flecha de flujo de proceso 39 y/o el módulo de almacenamiento de fluido de proceso 331 para convertir el sulfuro de hidrógeno a un material seguro para su desecho. Luego la corriente de gas procesada puede ser extraída y enviada al módulo de línea del quemador 1020. En esta modalidad, el módulo de línea de quemador 1020 extrae gases del módulo de tratamiento de sulfuro 991 y alimenta los gases a un sistema de quemador. En una modalidad, el sistema de quemador puede comprender por lo menos un quemador 1030. El módulo de línea de quemadores comprende un sistema de detección de gas de sulfuro de hidrógeno 1025, un filtro de partículas 1022, un retén de detonación 1024, un disco de ruptura 1026 y un soplador centrífugo 1028 (Figura 11) . En esta modalidad, un módulo de suministro de ventilación 1110 suministra aire de ventilación a por lo menos uno de los módulos del sistema modular 22. El aire de suministro de ventilación puede ser enviado de una elevación de aproximadamente 3 metros (10 pies) por encima del módulo de sala de control 881. En una modalidad, el módulo de suministro de ventilación 1110 puede estar dispuesto encima del módulo de remoción y filtración de sólidos 551. El módulo de suministro de ventilación 1110 puede comprender amortiguadores de aislamiento 1124, un calentamiento de aire 1112, un filtro coalescente 1114 y un soplador axial 1116 (Figura 12) . El módulo de suministro de ventilación 1110 hace pasar el aire de suministro a través de un calentador y un filtro coalescente y luego lo separa en dos sistemas de suministro. Un primer sistema 1120 puede suministrar aire mediante conductos aislados al módulo de desgasificación y neutralización 211 y el módulo de almacenamiento de fluido de proceso 331. Un segundo sistema 1122 puede conducir el aire de suministro al módulo de remoción y floculacion de petróleo 441 y el módulo de remoción y filtración de sólidos 551. En esta modalidad, un conjunto de tubería 28 permite la conexión fácil de la tubería para el sistema y para interconexiones de módulos. En una modalidad, el conjunto de tuberías 28 puede incluir una pluralidad de tubos, conexiones y equipo de proceso en línea que permite que un módulo sea acoplado a otro módulo mediante acoplamiento de cada módulo al conjunto de tuberías 28. El equipo que puede no estar expuesto a fluidos corrosivos, en los que se incluyen por ejemplo tanques, equipo de proceso en línea, tubería, bridas, etc., puede ser construido de acero al carbón con las superficies preparadas y recubiertas. Equipo estructural, por ejemplo, bastidores de elevación, pueden ser construidos de acero al carbono de baja temperatura, preparado en la superficie y recubierto. Las mamparas pueden ser construidas de acero al carbono, preparadas en la superficie y recubiertas. El material de aislamiento de mampara de nominal contra incendios puede tener una numeración contra incendios de A-60. El material de aislamiento que no es para mamparas sin clasificación contra incendios puede ser resistente al fuego y a la humedad.

Módulo de separación primario La Figura 2 muestra un módulo de separación primario 101, como puede ser usado opcionalmente en una modalidad para reducir la cantidad de gas y sólidos arrastrados en un fluido de proceso. Por ejemplo, en una aplicación, el módulo de separación primario 101 puede ser usado para aplicaciones de preparación de tubería helicoidal. En otro ejemplo, el módulo de separación primario 101 no es usado durante la operación normal con reflujos de ácido. En el proceso presente, en el módulo de separación primario 101 comprende un tanque 102 para almacenar un fluido de proceso. En una modalidad, el tanque 102 puede ser un separador de ciclón. El módulo de separación primario 101 puede comprender además deflectores de separación 103 dispuestos al interior del tanque 102 en los cuales el fluido de proceso fluye, liberando mediante esto los gases arrastrados en el fluido de proceso. Una bomba 104, por ejemplo, una bomba de diafragma, puede ser acoplada al tanque 102 para inyectar un material depurador de sulfuro de hidrógeno al fluido de proceso para remover el sulfuro de hidrógeno arrastrado. Por ejemplo, se pueden agregar compuestos de cobre, cinc o hierro al fluido de proceso para reaccionar con y secuestrar el sulfuro de hidrógeno. Aquel de habilidad ordinaria en el arte apreciará que hay numerosos materiales depuradores conocidos en el arte que pueden ser usados para reaccionar con y secuestrar el sulfuro de hidrógeno arrastrado. Un soplador puede ser acoplado al tanque para extraer gases, por ejemplo, para extraer sulfuro de hidrógeno, liberado del fluido de proceso durante la separación primaria. Válvulas accionadas pueden ser acopladas al soplador y el tanque 102 para regular el gas que es removido del módulo de separación primario 101 y para regular el reemplazo de aire que se hace fluir al tanque 102. Adicionalmente , un arreglo de vertidor 105 configurado para separar sólidos del fluido de proceso puede ser dispuesto al interior del tanque 102. Una bomba de transferencia 106 puede ser acoplada al tanque 102 para transferir el fluido de proceso tratado en el módulo de separación primario 101 a otro módulo, tal como el módulo de desgasificación y neutralización 211 (descrito en más detalle posteriormente en la presente con referencia a la Figura 3) . En una modalidad, la bomba de transferencia 106 puede ser una bomba centrífuga. Un sistema de válvula 111, 112, 113 y 114 pueden ser acopladas al tanque 102 para controlar el flujo del fluido de proceso y compuestos químicos. En una modalidad, el módulo de separación primario 101 puede ser ventilado por al menos una tablilla 107 que puede ser fija o variable. En una modalidad, como se muestra en la figura 2, el fluido de proceso del pozo o un cliente entra al tanque 102. La forma del tanque 102 y el movimiento del fluido al interior del tanque 102 proporcionan un efecto hidrociclónico sobre el fluido de proceso para facilitar la separación de los gases arrastrados del fluido de proceso. Adicionalmente , el gas puede ser separado del fluido de proceso a medida que el fluido de proceso choca con la pared interna del tanque de proceso 102 y a medida que el fluido de proceso fluye sobre los deflectores de separación 103 dispuestos al interior del tanque 102. El material depurador de sulfuro de hidrógeno puede ser inyectado al fluido de proceso en el tanque a través de una bomba de diafragma 102 para reaccionar con y secuestrar el sulfuro de hidrógeno. Adicionalmente, se puede inyectar aire comprimido 108 al fluido de proceso en el tanque 102 para provocar que una cantidad adicional de sulfuro de hidrógeno arrastrado sea liberado del fluido de proceso. En una modalidad, las reacciones entre el material depurador y sulfuro de hidrógeno y/o aire comprimido y sulfuro de hidrógeno pueden dar como resultado azufre elemental . El azufre elemental se puede luego asentar al fondo del tanque 102. Adicionalmente , el sulfuro de hidrógeno arrastrado liberado del fluido de proceso puede ser extraído del tanque 102 mediante un soplador 115 y transferido a un módulo de tratamiento de sulfuro 991 (Figura 10) . En una modalidad, el fluido de proceso fluye (indicado en A) a través de un arreglo de vertedor 105 en el tanque 102. El arreglo de vertedor 105 separa los materiales sólidos del fluido de proceso. Los materiales sólidos separados mediante el arreglo de vertedor se pueden asentar al fondo del tanque 102. Luego el fluido de proceso puede fluir sobre el arreglo del vertedor y salir del tanque en una salida 109. Luego el fluido de proceso puede ser exportado mediante una bomba de transferencia 106 a un módulo de desgasificación y neutralización 211 para procesamiento adicional .

Módulo de desgasificación y neutralización Una modalidad de un módulo de desgasificación y neutralización 211 es mostrada en la Figura 3. El módulo de desgasificación y neutralización 211 está configurado para reducir la cantidad de bases disueltos y arrastrados de un fluido de proceso. En una modalidad, el fluido de proceso que entra al módulo de desgasificación y neutralización puede ser fluido de proceso de otro módulo, por ejemplo, el módulo de separación primario 101. El módulo de desgasificación y neutralización 211 comprende un tanque 212 que tiene un primer compartimiento y un segundo compartimiento separados por un arreglo de vertedor 215. En una modalidad, un primer compartimiento o compartimiento de desgasificación 213 reduce la cantidad de gas de sulfuro de hidrógeno disuelto y arrastrado en el fluido de proceso y un segundo compartimiento o compartimiento neutralizante 214 ajusta el pH del fluido de proceso. En una modalidad, el módulo de desgasificación y neutralización 211 puede ser acoplado a un módulo de suministro de ventilación 1110 (descrito en más detalle posteriormente en la presente con referencia a la Figura 12) para la ventilación del módulo de desgasificación y neutralización 211. En tanto que los procesos de desgasificación y neutralización descritos en la presente son dispuestos en un módulo, el módulo de desgasificación y neutralización 211, aquel de habilidad ordinaria en el arte apreciará que estos dos procesos pueden ser dispuestos en módulos separados, en tanto que cada módulo sea suficientemente pequeño para ser móvil y cada módulo puede ser conectado a otro módulo para el ensamble en el sitio.

En una modalidad de un método para utilizar un sistema que tiene un módulo de desgasificación y neutralización 211, el módulo de desgasificación y neutralización 211 es purgado antes de poner en operación el módulo de desgasificación y neutralización 211. Por ejemplo, el módulo de desgasificación y neutralización 211 puede ser purgado por unos pocos minutos, tales como aproximadamente 10 minutos antes de la operación. El aire de ventilación puede ser suministrado al módulo de desgasificación y neutralización desde un módulo de suministro de ventilación 1110. En una modalidad, el aire de ventilación se hace fluir a través del módulo de desgasificación y neutralización 211. El flujo del aire de ventilación puede ser regulado de tal manera que hasta doce cambios de aire o más son efectuados por hora dentro del módulo de desgasificación y neutralización 211. Adicionalmente , el aire de ventilación puede ser extraído a una velocidad más alta que la velocidad de suministro para mantener una conexión del módulo negativa que reduce los riesgos de fugas al exterior. En una modalidad, el aire de ventilación puede ser extraído a 20% por encima de su velocidad de suministro. En algunas modalidades, el compartimiento de desgasificación 213 y el compartimiento de neutralización 214 pueden ser ventilados hasta 30 cambios de aire o más por hora. En una modalidad, el aire es cambiado lo suficientemente frecuente de tal manera que la proporción de aire/gas es mantenida por debajo del Límite Explosivo Inferior (LEL) . El aire ventilado del compartimiento de desgasificación 213 y el compartimiento de neutralización 214 puede ser extraído mediante el ventilador 240 y el aire del desgasificador mecánico puede ser extraído mediante el ventilador 241. El aire extraído puede ser ventilado a otro módulo, por ejemplo, un módulo de tratamiento de sulfuro 991 (como se describe en más detalle posteriormente en la presente con referencia a la Figura 10) , en donde el sulfuro de hidrógeno puede ser movido del gas extraído. En el caso de un apagado de emergencia (ESD) , los amortiguadores de aislamiento 242 se pueden cerrar, impidiendo mediante esto que el aire de ventilación entre o salga del módulo de desgasificación y neutralización 212.

Compartimiento de desgasificación En una modalidad, el fluido de proceso se hace fluir en 243 desde cualquiera de un número de fuentes posibles, por ejemplo, el módulo de separación primario 101, un módulo de almacenamiento de fluido tratado 661 (descrito en más detalle posteriormente en la presente con respecto a la Figura 7) y/o un módulo de almacenamiento de fluido de proceso 331 (descrito en más detalle posteriormente en la presente con referencia a la Figura 3) a un compartimiento de desgasificación 213, en donde la cantidad de gases arrastrados y disueltos, tal como sulfuro de hidrógeno, en el fluido de proceso puede ser reducida. En una modalidad, el compartimiento de desgasificación 213 comprende un analizador de pH 218a que monitorea el pH del fluido de proceso en el compartimiento de desgasificación 213. El compartimiento de desgasificación 213 comprende además un desgasificador mecánico 220. El fluido de proceso pasa a través del desgasificador mecánico en donde se ejerce fuerza centrífuga sobre el fluido del pozo. La fuerza centrífuga del desgasificador mecánico se multiplica por la fuerza que actúa sobre la burbuja de gas arrastrado, por ejemplo, sulfuro de hidrógeno, para incrementar la capacidad de flotación de las burbujas de gas, liberando mediante esto una cantidad de burbujas de gas arrastradas del fluido del pozo. El incremento en capacidad de flotación de las burbujas de gas acelera la velocidad de elevación de las burbujas. A medida que las burbujas se elevan hacia la superficie, escapan del fluido de proceso. Aquel de habilidad ordinaria en el arte apreciará que cualquier dispositivo conocido en el arte que ejercerá una fuerza centrífuga sobre el fluido, reduciendo mediante esto la cantidad de gases arrastrados o disueltos en el fluido de proceso puede ser usado en lugar de un desgasificador mecánico. El compartimiento de desgasificación 213 puede incluir además medios 221 para airear el fluido de proceso para mejorar la remoción de las burbujas de gas arrastrado. Un ejemplo de un compartimiento de desgasificación 212 con medios 221 para airear el fluido de proceso que puede ser usado de acuerdo con modalidades de la presente invención es descrito en la Solicitud de Patente Estadounidense perteneciente en común co-pendiente No. de Serie 60/776,372 (número de expediente del abogado 05542/090001) titulada "Aerated Degasser" , presentada simultáneamente con la presente solicitud que es incorporada por referencia en la presente en su totalidad. En una modalidad, un fluido de proceso entra a un módulo de desgasificación y neutralización 211, entra primero a un compartimiento de desgasificación 213. El fluido de proceso se vierte al compartimiento de desgasificación 213 hasta que llega a una profundidad preseleccionada correspondiente a un volumen preseleccionado . Por ejemplo, en una modalidad, la profundidad preseleccionada corresponde a un volumen de aproximadamente 6 m3 (200 pies3) de fluido de proceso. Un analizador de pH 218a monitorea el pH del fluido de proceso. El pH del fluido de proceso puede ser medido mediante cualquier método conocido en el arte y no está limitado en la presente. Si el fluido de proceso tiene un pH mayor de 4, entonces se puede agregar ácido, mostrado en 222, al fluido de proceso hasta que se alcanza un pH de menos de 4. En una modalidad, el pH del fluido de proceso es mantenido entre 3.0 y 3.5. En una modalidad, el ácido agregado al fluido de proceso para mantener el pH puede ser ácido cítrico. Aquel de habilidad ordinaria en el arte apreciará que otros ácidos pueden ser usados para disminuir y mantener el ph del fluido del pozo. Un desgasificador disponible comercialmente que puede ser útil en esta aplicación es un MI SWACO® CD-1400, disponible de M-I, LLC (Houston, TX) . El desgasificador mecánico 220 puede ser acoplado al compartimiento de desgasificación 213. El fluido de proceso pasa a través del desgasificador mecánico 220, en donde se ejerce una fuerza centrífuga sobre el fluido de proceso para facilitar la remoción de los gases arrastrados del fluido de proceso. El desgasificador mecánico 220 puede ser controlado por un controlador lógico programable (PLC) 223a que activa el desgasificador mecánico 220 una vez que el nivel de fluido de proceso en el compartimiento de desgasificación 213 llega a un nivel predeterminado para la operación segura del desgasificador mecánico 220. Un ventilador 240, 224 puede ser acoplado al desgasificador mecánico 220 para extraer el gas removido del fluido de proceso. En una modalidad, los gases arrastrados pueden ser removidos y enviados a un módulo de tratamiento de sulfuro 991 o a un quemador 225 para el quemado . En una modalidad, un dispositivo de aireación 221 puede ser dispuesto en el compartimiento de desgasificación 213 que inyecta o burbujea aire comprimido al fluido de proceso. El aire comprimido puede reaccionar con el sulfuro de hidrógeno disuelto o arrastrado en el fluido de proceso, produciendo mediante esto azufre elemental . Luego el azufre elemental puede ser separado más fácilmente del fluido de proceso. Un ejemplo de burbujeo de un fluido de proceso con aire comprimido que puede ser usado, de acuerdo con modalidades de la presente invención, es descrito en la Solicitud de Patente Estadounidense No. de Serie 60/776,372 (número de expediente del abogado 05542/090001) titulada "Aerated Degasser" , presentada simultáneamente con la presente solicitud que ha sido incorporada por referencia en la presente en su totalidad. En una modalidad, el dispositivo de aireación 221 puede comprender un septum o membrana que tiene perforaciones pequeñas a través de las cuales se burbujea aire. La membrana puede ser flexible, tal como una tela tejida o no tejida o una hoja de caucho o hule u otro elastómero con aberturas perforadas vaciadas o formadas de otra manera a través de la misma. Alternativamente, la membrana puede ser rígida, por ejemplo, una frita sólida, que es un cuerpo de partículas sintetizadas con aberturas finas entre partículas o una superficie de metal con perforaciones o aberturas finas diseñadas por cualesquier medios conocidos en el arte. Sin embargo, aquel de habilidad ordinaria en el arte apreciará que la membrana puede ser construida de cualquiera de un número de materiales conocidos en el arte que resisten al deterioro en el fluido de proceso y formadas de tal manera que el aire puede ser burbujeado a través de la membrana y al fluido. En una modalidad, el dispositivo de aireación puede ser dispuesto próximo a la admisión 226 del desgasificador mecánico 220. El desgasificador mecánico se puede luego poner en operación simultáneamente con el dispositivo de aireación. En esta modalidad, la fuerza centrífuga del desgasificador mecánico 220 multiplica la fuerza que actúa sobre las burbujas de gas arrastrado y burbujas de aire para incrementar la capacidad de flotación y liberar tanto burbujas de gas arrastrado como las burbujas de aire. El incremento en capacidad de flotación de las burbujas acelera la velocidad de aceleración de las burbujas. A medida que las burbujas de gas arrastradas y las burbujas de oxígeno se elevan hacia la superficie, escapan del fluido del pozo. A medida que el nivel del fluido de proceso en el compartimiento de desgasificación 213 se eleva por encima de una profundidad preseleccionada de fluido de proceso contenido debido al flujo de entrada del fluido de proceso al compartimiento de desgasificación 213 y el aire burbujeado, el fluido de proceso contenido fluye, como se muestra en B, a través de un arreglo de vertedor 215 en el módulo de desgasificación y neutralización 211 al compartimiento de neutralización 214.

Compartimiento de neutralización En una modalidad, el fluido de proceso del compartimiento de desgasificación 213 fluye a un compartimiento neutralizante 214, en donde se toman muestras del fluido de proceso y se prueba en cuanto a la presencia de sulfuro de hidrógeno. En una modalidad, el compartimiento neutralizante 214 comprende un analizador de pH 218b para medir el ph del fluido de proceso. En esta modalidad, el compartimiento neutralizante 214 comprende además por lo menos una bomba 217, por ejemplo, una bomba de diafragma, que puede suministrar compuestos químicos para ajustar el pH del fluido de proceso. Adicionalmente , el compartimiento neutralizante 214 comprende tomadores de muestras de fluido 247 que extraen muestras del fluido de proceso para las pruebas. En esta modalidad, el compartimiento neutralizante 214 comprende además un analizador o monitor de sulfuro disuelto 246. En una modalidad, se puede usar un monitor de sulfuro disuelto 246 para medir los sulfuros en solución del fluido de proceso. En esta modalidad, los sulfuros en el fluido de proceso pueden ser monitoreados continuamente con mínimo mantenimiento y ajuste. Aquellos que tienen habilidad ordinaria en el arte apreciarán que el monitoreo puede también ocurrir en una fase no continua. Bombas impulsadas de velocidad variable 245 y mezcladores estáticos 228 acoplados al compartimiento neutralizante 214 inyectan material depurador de hidrógeno al fluido de proceso. El compartimiento neutralizante 214 comprende además una bomba de transferencia 230 para transferir el fluido de proceso a otro módulo, tal como un módulo de almacenamiento de fluido de proceso 331 (descrito en más detalle posteriormente en la presente con referencia a la Figura 4) . En una modalidad, el fluido de proceso fluye, mostrado en B, sobre el arreglo de vertedor 215 desde un compartimiento de desgasificación 213 a un compartimiento neutralizante 214. En esta modalidad, el pH del fluido de proceso es medido y monitoreado por un analizador de pH 218b controlado por un PLC de sulfuro de hidrógeno 223b. El pH del fluido de proceso puede ser ajustado a un valor de pH predeterminado. En una modalidad, el valor de pH predeterminado puede ser un mínimo de 6. Se pueden agregar compuestos químicos al fluido de proceso vía las bombas 217 para ajustar el pH del fluido de proceso. En una modalidad, por ejemplo, un material básico, tal como sosa cáustica, puede ser agregado al fluido de proceso para elevar el pH del fluido de proceso. Alternativamente, se puede usar un material ácido, tal como ácido cítrico para disminuir el pH del fluido de proceso en el compartimiento neutralizante 214. En una modalidad, los tomadores de muestras de fluido 247 pueden ser acoplados al compartimiento neutralizante 214 para extraer muestras del fluido de proceso. Por ejemplo, un tomador de muestra de fluido medido bajo la marca comercial Jiskoot 210P disponible de Jiskoot, Londres, Inglaterra puede ser usado. Aquel de habilidad ordinaria en el arte reconocerá que cualquier tomador de muestras puede ser usado, de tal manera que el tomador de muestras extrae muestras exactas de fluido del fluido de proceso para las pruebas. Múltiples muestras pueden ser representadas y probadas en cuanto a sulfuro de hidrógeno. En una modalidad, se extraen y prueban cuatro muestras. Cada muestra puede ser alimentada automáticamente a un monitor de sulfuro disuelto 246, por ejemplo, un monitor de sulfuro disuelto ATI modelo A15/81 disponible de Analytical Technology, Inv. , Collegville, PA y mezclado con un ácido. En una modalidad, la muestra es mezclada con ácido sulfúrico. En el monitor 246 de sulfuro disuelto, la mezcla de muestra y ácido fluye a una cámara en donde se separa el sulfuro de hidrógeno de la muestra. Un detector dispuesto en el monitor de sulfuro disuelto 246 está ubicado en una corriente de gas de la muestra y mide la liberación de la concentración de sulfuro de hidrógeno. El monitor de sulfuro de hidrógeno disuelto 246 de esta modalidad, el detector no se pone en contacto con la muestra, si no que más bien la corriente de gas que contiene el sulfuro de hidrógeno separado se pone en contacto con el detector. El detector envía los resultados de medición a un PLC de sulfuro de hidrógeno 223c. Durante el proceso de toma de muestras, el material depurador de sulfuro de hidrógeno puede ser inyectado al fluido de proceso. En una modalidad, el material depurador de sulfuro de hidrógeno puede ser inyectado mediante la bomba impulsada de velocidad variable 245 y el mezclador estático 228, que da como resultado un proceso de dos etapas de depuración de sulfuro de hidrógeno. En esta modalidad, ya que menos sulfuro de hidrógeno es detectado por el monitor de sulfuro disuelto 246, la bomba impulsada de velocidad variable 245 reduce el flujo del material depurador de sulfuro de hidrógeno. La velocidad de la bomba impulsada de velocidad variable 245 y mediante ésta, la velocidad a la cual el material depurador es inyectado al fluido de proceso puede ser controlada por el PLC de sulfuro de hidrógeno 223c. Una vez que la concentración de sulfuro de hidrógeno del fluido de proceso ha llegado a una concentración predeterminada, el fluido de proceso puede ser transferido o hacerse fluir a otro módulo, por ejemplo, un módulo de almacenamiento de fluido de proceso 331 o un módulo de remoción y floculacion de petróleo 441 (ambos descritos en detalle adicional posteriormente en la presente con referencia a las Figuras 4 y 5, respectivamente). En una modalidad, una bomba de transferencia 230, por ejemplo, una bomba rotativa de bajo esfuerzo cortante, puede ser acoplada al compartimiento neutralizante 214 y puede transferir el fluido de proceso al módulo de alojamiento del fluido de proceso 331. En esta modalidad, el PLC de sulfuro de hidrógeno 342 (Figura 4) puede controlar o regular la operación de la bomba. En una modalidad, un arreglo de válvula 232 puede ser acoplado a la tubería entre el compartimiento neutralizante 214 y el módulo de almacenamiento del fluido de proceso 331 que desvía el fluido de proceso de regreso a 233 al compartimiento neutralizante 214 para regular el flujo del fluido de proceso al módulo de almacenamiento del fluido de proceso 331 y además corriente abajo. En una modalidad, el flujo del fluido de proceso entre el módulo neutralizante 214 y el módulo de almacenamiento del fluido de proceso 331 puede ser mantenido a una velocidad de aproximadamente 795 litros (210 galones) por minuto. En una modalidad, la bomba de transferencia 230 puede ser acoplada con el compartimiento de desgasificación 213 del módulo de desgasificación y neutralización 211 para remover el fluido de proceso del compartimiento de desgasificación Módulo de almacenamiento de fluido de proceso La Figura 4 muestra una modalidad de un módulo de almacenamiento de fluido de proceso 331. En la modalidad mostrada, el módulo de almacenamiento de fluido de proceso 331 comprende un tanque de almacenamiento de fluido de proceso 332 configurado para almacenar el fluido de proceso. En una modalidad, el fluido de proceso en un módulo previo, tal como del módulo de desgasificación y neutralización 211, con un contenido de sulfuro de hidrógeno medido por encima de un valor predeterminado puede ser almacenado en el módulo de almacenamiento del fluido de proceso 331. En esta modalidad, el fluido de proceso almacenado en el módulo de almacenamiento del fluido de proceso 331 puede luego ser devuelto a un módulo previo, tal como el módulo de desgasificación y neutralización 211, para re-tratamiento . En una modalidad, una bomba de transferencia 336, 340 acoplada al módulo de almacenamiento del fluido de proceso 331 puede transferir el fluido de proceso almacenado a otro módulo, por ejemplo, un módulo de desgasificación y neutralización 211 o un módulo de remoción y floculación de petróleo 441. Un detector 338, dispuesto en el tanque de almacenamiento de fluido de proceso 332 monitorea el nivel de fluido de proceso contenido en el módulo de almacenamiento del fluido de proceso 331. El módulo de almacenamiento del fluido de proceso 331 comprende además un receptor de aire 337 que recibe aire del módulo de ventilación 1110 (véase Figura 12) y mantiene volúmenes suficientes de aire para efectuar la operación del sistema. En una modalidad, una bomba de transferencia 340, por ejemplo, una bomba rotativa de bajo esfuerzo cortante, transfiere el fluido de proceso con un contenido de sulfuro de hidrógeno menor de un valor preseleccionado del módulo de desgasificación y neutralización 211 (Figura 3) a otro módulo, por ejemplo, un módulo de remoción y floculación de petróleo 441 (como se describe en más detalle posteriormente en la presente con referencia a la Figura 1) para tratamiento adicional. Alternativamente, la bomba de transferencia puede transferir el fluido de proceso con un contenido de sulfuro de hidrógeno por debajo de un valor preseleccionado del módulo de desgasificación y neutralización 211 al tanque de almacenamiento de fluido de proceso 332 para su almacenamiento. En una modalidad, el valor preseleccionado puede ser de aproximadamente 5 ppm. Aquel de habilidad ordinaria en el arte apreciará que el valor preseleccionado puede ser seleccionado por el cliente, regulaciones ambientales o requerimientos del sistema. En una modalidad, el tanque de almacenamiento del fluido de proceso 332 puede tener un volumen de aproximadamente 15 m3 (500 pies3) . La transferencia de fluidos del módulo de desgasificación y neutralización 211 al módulo de almacenamiento del fluido de proceso 331 o un módulo de remoción y floculación de petróleo 441, puede ser controlada mediante un PLC de sulfuro de hidrógeno 342. El fluido de proceso almacenado en el módulo de almacenamiento del fluido de proceso 331 puede luego ser devuelto por una bomba de transferencia 336 al módulo de desgasificación y neutralización 211 para pre-tratamiento, reduciendo mediante esto la concentración de sulfuro de hidrógeno en el fluido de proceso. La bomba de transferencia 336 para devolver el fluido de proceso del módulo de almacenamiento del fluido de proceso 331 al módulo de desgasificación y neutralización 211 puede ser por ejemplo una bomba rotativa de bajo esfuerzo cortante. El módulo de almacenamiento del fluido de proceso 331 puede ser ventilado al purgar el aire en el módulo antes de la operación (tales como diez minutos antes) . En una modalidad, se puede suministrar aire de ventilación al módulo de almacenamiento del fluido de proceso 331 del módulo de ventilación 1110 a una velocidad de hasta doce cambios de aire o más por hora. En una modalidad, el aire de ventilación puede ser extraído del módulo de almacenamiento del fluido de proceso 331 hasta 20% o más por encima de la velocidad de suministro. El tanque de almacenamiento de fluido de proceso 332 puede ser ventilado hasta veinte veces por hora o más. El aire ventilado puede ser extraído por un ventilador 344 y ventilado a través de otro módulo, por ejemplo, un módulo de tratamiento de sulfuro 991, en donde el sulfuro de hidrógeno puede ser removido del gas extraído. En el caso de una fabricación de emergencia (ESD) , las represas de aislamiento 346 pueden cerrar, impidiendo mediante esto que el aire de ventilación entre o salga del módulo de almacenamiento del fluido de proceso 331.

Remoción y floculacion de petróleo La Figura 5 muestra una modalidad de un módulo de remoción y floculacion de petróleo 441. En la modalidad mostrada, el módulo de remoción y floculacion de petróleo 441 comprende un tanque coalescente 442 para la remoción de petróleo de un fluido de proceso y un tanque de floculacion 451 de floculacion del fluido de proceso. En una modalidad, el fluido de proceso puede ser fluido de proceso en un módulo previo, por ejemplo, el módulo de almacenamiento del fluido de proceso 331 o el módulo de desgasificación y neutralización 211. En una modalidad, el tanque coalescente 442 puede comprender por lo menos un detector de nivel 446 que mide el nivel o volumen de fluido de proceso en el tanque coalescente 442. Adicionalmente , el tanque coalescente 442 puede comprender además una bomba para agregar rompedores de emulsión al libre proceso y por lo menos un filtro para reducir el petróleo en el fluido de proceso. En esta modalidad, una bomba 445 puede transferir el fluido de proceso del tanque coalescente 442 a través de una tolva 447 y al tanque de floculacion 451. En una modalidad, se pueden agregar químicos floculantes al fluido de proceso en la tolva 447. En una modalidad, una bomba de transferencia 453 puede ser acoplada con el tanque de floculacion 451 para transferir el fluido de proceso a otro módulo, por ejemplo, el módulo de remoción y filtración de sólidos 551. En tanto que los procesos de remoción y floculacion de petróleo descritos en la presente son dispuestos en un módulo, el módulo de remoción y floculacion de petróleo 441, aquel de habilidad ordinaria en el arte apreciará que estos dos procesos pueden ser dispuestos en módulos separados, por ejemplo, el tanque coalescente 442 puede ser dispuesto en un módulo, el tanque de floculación en un segundo módulo y la tolva en un tercer módulo, en tanto que cada módulo sea suficientemente pequeño para ser móvil y cada módulo puede ser conectado a otro módulo para el montaje en el sitio. En una modalidad, el fluido de proceso de otro módulo, por ejemplo, el módulo de desgasificación y neutralización 211 o el módulo de almacenamiento de fluido de proceso 331, puede ser transferido vía una bomba 453, por ejemplo, una bomba rotativa de bajo esfuerzo cortante, a un módulo de remoción y floculación de petróleo 551. En esta modalidad, el fluido de proceso entra a un primer compartimiento 444 de un tanque coalescente 442 que tiene tres compartimientos. Un detector de nivel 456 puede ser acoplado al tanque coalescente 442 mide el nivel del fluido de proceso contenido en el tanque coalescente 442. El detector de nivel 456 puede ser acoplado a un PLC de sulfuro de hidrógeno 457 para controlar la operación de la bomba 340 (Figura 4) de acuerdo con el nivel del fluido de proceso medido en el tanque coalescente 442. En una modalidad, el detector de nivel 456 puede ser un detector de cuerda de alambre dispuesto al interior del primer compartimiento 444 del tanque coalescente 442. En una modalidad, el tanque coalescente 442 puede tener un volumen de aproximadamente 6 m3 (200 pies3) . Se pueden agregar rompedores de emulsión 469 al fluido de proceso mediante una bomba 466 acoplada al tanque coalescente 442 para facilitar la remoción de petróleo del fluido de proceso. Luego el fluido de proceso puede fluir sobre un filtro coalescente 460 y una trampa de aceite coalescente 461 que remueve el petróleo arrastrado en el fluido del proceso y a un segundo compartimiento 463 del tanque coalescente 442. Luego el fluido del proceso en el segundo compartimiento 463 puede fluir a través de un arreglo de vertedor 465 a un tercer compartimiento 467 del tanque coalescente 442. El petróleo recuperado del fluido de proceso en el tanque coalescente 442 puede ser transferido a un recipiente a granel intermediario (IBC) para almacenamiento o enviado por tubería directamente a un cliente. En una modalidad, el fluido de proceso del tanque coalescente 442 es bombeado a través de una tolva 447 mediante una bomba 445, por ejemplo, una bomba centrífuga 445 y al tanque de floculación 451. En una modalidad, el tanque de floculación 451 puede ser de aproximadamente 4 m3 (40 pies3) . A medida que el fluido de proceso es bombeado a través de la tolva 447, se pueden agregar compuestos químicos de floculación, por ejemplo, bentonita y mezclarse con el fluido de proceso. En una ^modalidad, los compuestos químicos floculantes pueden ser agregados manualmente. Aquel de habilidad ordinaria en el arte apreciará sin embargo que otros métodos para agregar químicos floculantes a la tolva 447 pueden ser usados sin desviarse del alcance de la invención. El fluido de proceso puede luego fluir al tanque de floculación 451, en donde las partículas suspendidas en el fluido del proceso se agregan, tomando un floculo o una masa de partículas suspendidas finas. Un mezclador 448 o agitador puede ser dispuesto en el tanque de floculación 451. El fluido de . proceso tratado del módulo de remoción y floculación de petróleo 441 puede ser transferido a otro módulo 441, por ejemplo, un módulo de remoción y filtración de sólidos 551, mediante una bomba de transferencia 453 para procesamiento adicional. En una modalidad, el módulo de remoción y floculación de petróleo 441 puede ser acoplado a otro módulo, por ejemplo, un módulo de suministro de ventilación 1110, que suministra aire de suministro de ventilación 448. En una modalidad, el aire de suministro de ventilación 458 puede ser suministrado al módulo de remoción y floculación de petróleo 441 a una velocidad de hasta veinticuatro cambios de aire o más por hora y puede ser descargado del módulo 441 a través de por lo menos una tablilla 470 que puede ser fija o variable. En una modalidad, el tanque coalescente 442 puede ser ventilado separadamente al exterior en el caso en que el sulfuro de hidrógeno sea exportado al módulo de remoción y floculación de petróleo 441 a través del fluido de proceso. Una campana de extracción de polvos 471 y filtro puede ser dispuesta por encima de la tolva 447 para extraer el polvo residual resultante de la adición de los compuestos químicos de circulación a la tolva 447. En el caso de ESD, el aire de suministro de ventilación 468 al módulo de remoción y floculación de petróleo 441 puede ser detenido mediante represas de aislamiento 470 acopladas al conducto 471 a través del cual el aire de ventilación 468 es suministrado.

Módulo de remoción y filtración de sólidos La Figura 6 muestra una modalidad de un módulo de remoción y filtración de sólidos 551. En la modalidad mostrada, el módulo de remoción y filtración de sólidos 551 comprende un filtro de banda 553 acoplado a un contenedor 550 para remover el material sólido del fluido de proceso acoplado a un tanque de almacenamiento 554. En esta modalidad, por lo menos un bidón de filtro puede ser acoplado al tanque de almacenamiento 554. En una modalidad, una pluralidad de bidones de filtro pueden ser conectados en serie, en donde un primer bidón de filtro 556 es acoplado al tanque de almacenamiento 554. En tanto que los procesos de remoción y filtración de sólidos descritos en la presente están dispuestos en un módulo, el módulo de remoción y filtración de sólidos 551, aquel de habilidad ordinaria en el arte apreciará que estos dos procesos pueden ser dispuestos en módulos separados, por ejemplo, en filtro de banda 554, contenedor 550 y tanque de almacenamiento 554 pueden ser dispuestos en la pluralidad de bidones de filtro pueden ser dispuestos en un segundo módulo, en tanto que cada módulo sea suficientemente pequeño para ser móvil y cada módulo puede ser conectado a otro módulo para el montaje en el sitio. En una modalidad, un fluido de proceso de otro módulo, por ejemplo, el módulo de remoción y floculación de petróleo 441 (Figura 5) puede ser bombeado a través de un contenedor 550 acoplado con un filtro de banda 553. En una modalidad, el filtro de banda 553 comprende un transportador 540 que tiene un medio de filtro 559. En una modalidad, el medio de filtro 559 puede consistir de poliéster. Aquel de habilidad ordinaria en el arte apreciará sin embargo que un filtro de cualquiera de un número de materiales puede ser usado en tanto que filtre el material sólido del fluido de proceso. A medida que el fluido de proceso fluye a través del medio de filtro 559, los materiales sólidos 557 son removidos del fluido de proceso y retenidos sobre el medio de filtro 559. A medida que el fluido de proceso continua fluyendo a través del medio de filtro 559, los materiales sólidos retenidos sobre el medio de filtro 559 se incrementan y pueden segar o cerrar el medio de filtro 559. Así, el nivel de fluido de proceso sobre el medio de filtro 559 se incrementa debido al bloqueo del flujo. Un nivel predeterminado del fluido de proceso sobre el medio de filtro 559 puede disparar un movimiento hacia delante (indicado por la flecha C) del transportador 540 y el medio de filtro 559. En una modalidad, un detector 558 puede detectar el nivel del fluido de proceso sobre el medio de filtro 559. El medio de filtro 559 es transportado del contenedor 550, removiendo los materiales sólidos retenidos del módulo de remoción y filtración de materiales sólidos 551 para su desecho 560. En una modalidad, un PLC de sulfuro de hidrógeno 542 puede controlar el movimiento del transportador 540 y medio de filtro. En una modalidad, el PLC de sulfuro de hidrógeno 542 puede hacer mover el transportador 540 y medio de filtro 559 hacia delante hasta que se reanuda una velocidad de flujo predeterminada de fluido de proceso a través del medio de filtro 559, produciendo mediante esto el nivel de fluido sobre el medio de filtro 559. En una modalidad, un detector 558 puede detectar la velocidad de flujo del fluido de proceso a través del medio de filtro 559. En otra modalidad, el detector 558 que detecta el nivel del fluido de proceso del medio de filtro 559 puede señalar al PLC 542 cuando el nivel de fluido sobre el medio de filtro 559 ha sido reducido a una velocidad de flujo predeterminada del fluido de proceso a través del medio de filtro 559. El fluido de proceso que fluye a través del medio de filtro 559 del filtro de banda 553 puede luego fluir a un tanque de almacenamiento 554. Una vez que el fluido de proceso llega a una altura predeterminada en el tanque de almacenamiento 554, el fluido de proceso puede ser transferido mediante una bomba 562, por ejemplo, mediante una bomba centrífuga, a por lo menos un bidón de filtro, en donde las partículas sólidas e hidrocarburos pueden ser removidos del fluido de proceso. Cada uno de por lo menos un bidón de filtro comprende un filtro, por ejemplo, un filtro de saco o un filtro de cartucho. En una modalidad, el fluido de proceso es bombeado a un primer bidón de filtro 556 de una serie de tres bidones de filtro, en donde el primer bidón de filtro 556 es acoplado a un segundo bidón de filtro 563 y el segundo bidón de filtro 563 es acoplado a un tercer bidón de filtro 564. En esta modalidad, una pluralidad de filtro de sacos 565 pueden estar dispuestos al interior del primer bidón de filtro 556 para remover las partículas sólidas del fluido de proceso . En una modalidad, tres filtros de saco pueden ser dispuestos en el primer bidón de filtro 556 que remueve las partículas sólidas más grandes de aproximadamente 20 mieras del fluido de proceso. Luego el fluido de proceso puede fluir hacia el primer bidón de filtro 556 y al segundo bidón de filtro 563. Una pluralidad de cartuchos de filtro 566 pueden ser dispuestos al interior del segundo bidón de filtro 563 para la remoción de partículas sólidas del fluido de proceso. En una modalidad, veintiocho cartuchos de filtro pueden ser dispuestos al interior del segundo bidón de filtro 563 que remueve las partículas sólidas mayores de aproximadamente 10 mieras del fluido de proceso. Luego el fluido de proceso puede fluir del segundo bidón de filtro 563 al tercer bidón de filtro 564. Una pluralidad de cartuchos de filtro 566 pueden ser dispuestos al interior del tercer bidón de filtro 564 para la remoción de hidrocarburos del fluido de proceso. En una modalidad, veintiocho cartuchos de filtro pueden ser dispuestos en el tercer bidón de filtro 564 que remueven hidrocarburos mayores de aproximadamente 10 mieras. Aquel de habilidad ordinaria en el arte apreciará que el número de bidones de filtro, el número de filtros dentro de un bidón de filtro y el tamaño de las partículas removidas por cada filtro pueden variar sin desviarse del alcance de la invención. En una modalidad, transductores de presión diferencial 567 pueden ser acoplados a cada bidón de filtro para detectar la obturación de filtros. En esta modalidad, el transductor de presión 567 puede señalar a un operador si los filtros son obturados, de tal manera que los filtros pueden ser limpiados o reemplazados. Después que el fluido de proceso ha fluido a través de los bidones de filtro, el fluido de proceso puede ser transferido a otro módulo 568, por ejemplo, un módulo de almacenamiento de fluidos tratado. En una modalidad, el módulo de remoción y filtración de sólidos 551 puede ser acoplado a otro módulo, por ejemplo, un módulo de suministro de ventilación 1110, que suministra aire de suministro de ventilación 569. En una modalidad, el aire del suministro de ventilación 569 puede ser suministrado al módulo de remoción y filtración de sólidos 551 a una velocidad de hasta veinticuatro cambios de aire o más por hora y puede ser descargado del módulo 551 a través de por lo menos una tablilla 570 que puede ser fija o variable. En el caso de una ESD, el aire de suministro de ventilación 569 al módulo de remoción y filtración de sólidos 551 puede ser detenido por las represas de aislamiento 574 acopladas al conducto 572 a través del cual el aire de ventilación 569 es suministrado.

Módulo de almacenamiento de fluido tratado La Figura 7 muestra una modalidad de un módulo de almacenamiento de fluido tratado 661. El módulo de almacenamiento de fluido tratado 661 puede estar configurado para recibir un fluido de proceso tratado de otro módulo, por ejemplo, el módulo de remoción y filtración de sólidos 551. En esta modalidad, el módulo de almacenamiento de fluido tratado 661 comprende un sistema de monitoreo de petróleo en agua 663 para medir la concentración de petróleo dentro del fluido de proceso tratado que entra al módulo de almacenamiento de fluido tratado 661 de otro módulo de remoción y filtración de sólidos 551. El módulo de almacenamiento de fluido tratado 661 comprende además un tanque 664 para almacenar el fluido de proceso tratado. En una modalidad, un detector de nivel 665 puede ser dispuesto en el tanque de almacenamiento 664 para medir el volumen de fluido contenido en el tanque 664 y puede señalar un PLC 666 que apague la bomba de transferencia 658 que transfiere el fluido de proceso al módulo de almacenamiento de fluido tratado 661 cuando un volumen predeterminado de fluido está contenido en el tanque 664. En una modalidad, un fluido de proceso tratado puede ser transferido de otro módulo, por ejemplo, del módulo de remoción y filtración de sólidos 551, al módulo de almacenamiento de fluido tratado 661. el fluido de proceso tratado puede fluir a través de un sistema de monitoreo de petróleo en agua 663, por ejemplo, un monitor de petróleo en agua de Rivertrace Engineering (Calgary, Alberta, Canadá) , dispuesto en el módulo de fluido de procesos tratado 661 que efectúa una inspección del fluido de proceso tratado. El monitor de petróleo en agua 663 mide el contenido de petróleo dentro del fluido de proceso tratado. En una modalidad, el fluido de proceso tratado que tiene una concentración menor que un valor predeterminado de petróleo puede ser transportado al exterior del sistema para su desecho seguro 656. El fluido de proceso tratado que tiene una concentración mayor que el valor predeterminado de petróleo puede ser transportado al tanque 664 dispuesto en el módulo de almacenamiento de fluidos tratado 661 para su almacenamiento. En una modalidad, el valor predeterminado de la concentración de petróleo en el fluido de proceso es de aproximadamente 40 ppm. En una modalidad, el tanque 664 puede tener un volumen de aproximadamente 26m3 (90 pies3) . El fluido de proceso tratado contenido en el tanque 664 puede ser almacenado por una cantidad de tiempo predeterminada. En una modalidad, el fluido de proceso puede ser almacenado por 30 minutos. El fluido de proceso tratado contenido en el tanque 664, esto es, fluido de proceso tratado que tiene más de 40 ppm de petróleo, puede ser bombeado del tanque a otro módulo para procesamiento adicional. En una modalidad, el fluido de proceso tratado contenido en el tanque puede ser bombeado de regreso 667 al módulo de desgasificación y neutralización 211 (Figura 3) para procesamiento adicional o limpieza del tanque. En otras modalidades, el fluido de proceso tratado puede ser bombeado del tanque 664 de regreso al módulo de remoción y floculacion de petróleo 441 (Figura 5) para remoción y floculacion de petróleo adicional. En una modalidad, el módulo de almacenamiento de fluido tratado 661 puede comprender además una tablilla 668, que puede ser una tablilla 668 que puede ser fija o variable, dispuesta próxima a un extremo de bomba del módulo de almacenamiento de fluido tratado 661 para el enfriamiento de un motor de bomba. El módulo de almacenamiento de fluido tratado 661 puede ser automático y puede operar en un área de zona 1.

Módulo de sala eléctrica local La Figura 8 muestra una modalidad de un módulo de sala eléctrica local 771. En la modalidad mostrada, el módulo de sala eléctrica local 771 comprende una pluralidad de sistemas que pueden controlar diferentes aspectos del sistema modular conectado para tratar un fluido de proceso. En una modalidad, el módulo de sala eléctrica local 771 puede ser conectada eléctricamente 40, 41 (Figura 1) a PLC, bombas, válvulas, dispositivos de aireación, ventiladores y otros mecanismos de ajuste dispuestos en cualquiera de varios módulos. En una modalidad, el módulo de sala eléctrica local 771 puede comprender un sistema de PLC de sulfuro de hidrógeno 773, un sistema de detección de incendio y gas y Sistema de Apagado de Emergencia (F&G/ESD) 774 y un centro de control de motores (MCC) 775. En una modalidad, un sistema de PLC de sulfuro de hidrógeno 773 puede ser dispuesto en el módulo de sala eléctrica local 771 que controla operativamente una pluralidad de procesos del sistema modular para el tratamiento de un fluido de proceso. Por ejemplo, el sistema de PLC de sulfuro de hidrógeno 773 puede ser provisto por Coral Engineering. El sistema 773 de PLC de sulfuro de hidrógeno se puede interconectar con una pluralidad de detectores de campo, el MCC 775 y/o el sistema de F&G/ESD 774. En una modalidad, una interfase de operador o interfase de máquina humana 882 (HMI) , puede estar ubicada en un módulo de sala de control 881, como se describe en más detalle posteriormente en la presente con referencia a la Figura 9. El HMI 882 puede permitir que un operador monitoree y controle el PLC de sulfuro de hidrógeno 773. En una modalidad, el sistema F&G/ESD 774 puede estar dispuesto en el módulo de sala eléctrica local 771 y puede apagar el sistema modular de manera segura en el caso de una condición de proceso seria, por ejemplo, si se presenta un incendio o fuga de gas. Por ejemplo, el sistema de F&G/ESD 774 puede ser provisto por ejemplo, ICS Triples. En una modalidad, el sistema de F&G/ESD 774 puede estar clasificado como un nivel de integridad de seguridad (SIL) de 3. El sistema de F&G/ESD 774 se puede interconectar con una pluralidad de detectores de campo para determinar las condiciones de proceso del sistema modular. En una modalidad, las señales del sistema de F&G/ESD pueden ser mostradas en el HMI 882 del PLC de sulfuro de hidrógeno para facilitar el diagnóstico del sistema modular. En una modalidad, un MCC 775 puede estar dispuesto en el módulo de sala eléctrica local 771 y puede controlar y monitorear la energía motorizada para el sistema del sistema modular. Por ejemplo, el MCC 775 puede ser provisto por ejemplo, Aker Elektro. Los arrancadores en el sistema de MCC se pueden comunicar con el PLC de sulfuro de hidrógeno. En una modalidad, la ventilación para el módulo de sala eléctrica local 771 puede ser provista por el aire 762 aspirado desde el exterior al módulo para mantener una sobrepresión del módulo. El aire de suministro de ventilación 762 puede ser suministrado al módulo de sala eléctrica local 771 hasta una velocidad de hasta seis cambios de aire o más por hora. El módulo de sala eléctrica local 771 puede estar equipado con calentamiento y acondicionamiento de aire para mantener la ventilación deseada. Un detector 760 puede estar dispuesto en el módulo de sala eléctrica local 771 que detecta el sulfuro de hidrógeno y otros gases en el aire de ventilación 762. En el caso que el detector detecte sulfuro de hidrógeno o gases en el aire de ventilación 762, la ventilación se apagará. Las respuestas de aislamiento 764 pueden sellar el módulo de la intrusión de gas adicional. El módulo de sala eléctrica local 771 puede ser certificada para operaciones T2 IIB de Zona 1.

Módulo de sala de control La Figura 9 muestra una modalidad de un módulo de sala de control 881. En la modalidad mostrada, el módulo de sala de control 881 comprende una estación de trabajo de operador y un laboratorio del sistema. En una modalidad, la sala de control puede ser conectada eléctricamente 43 (Figura 1) a por lo menos uno de los sistemas, en los que se incluyen el sistema de PLC de sulfuro de hidrógeno 773, el sistema de F&G/ESD 774 y el MCC 775, dispuesto en el módulo de sala eléctrica local 771. En una modalidad, el módulo de sala de control 881 puede estar dispuesto encima del módulo de sala eléctrica local 771 (Figura 8) .

En una modalidad, un HMI del PLC de sulfuro de hidrógeno 882 puede estar dispuesto en el módulo de sala de control 881. El HMI del PLC de sulfuro de hidrógeno 882 proporciona a un operador una interfase gráfica del proceso en un formato de diagrama de proceso e instrumentación (P&ID) . Un HMI de PLC ejemplar puede ser provisto por ejemplo por Coral Engineering. Además, un servidor de PLC de sulfuro de hidrógeno 884 puede estar dispuesto en el módulo de sala de control 881 que maneja el sistema modular. En una modalidad, el servidor de PLC de sulfuro de hidrógeno 884 puede ser provisto por ejemplo por Coral Engineering. En una modalidad, el servidor de PLC puede comprender un sistema de elementos de formación que facilita el manejo de los procesos del sistema modular. Por ejemplo, el servidor de PLC de sulfuro de hidrógeno puede comprender un sistema de paquete de control de supervisión y adquisición de datos (SCADA) que opera en Cimplicity®, Plant Edition . En una modalidad, la ventilación del módulo de sala de control 881 puede ser provista por el aire 862 aspirado desde el exterior del módulo para mantener una sobrepresión dentro del módulo. En una modalidad, el aire de suministro de ventilación 862 puede ser suministrado al módulo de sala de control 881 a una velocidad de hasta seis cambios de aire o más por hora. El módulo de sala de control 881 puede estar equipado con calentamiento y acondicionamiento de aire para mantener la ventilación deseada. Un detector 760 puede estar expuesto en el módulo de sala de control 881 que detecta sulfuro de hidrógeno y otros gases en el aire de ventilación 862. En el caso que el detector 760 detecte sulfuro de hidrógeno o gases en el aire de ventilación 862, la ventilación se cerrará. Las represas de aislamiento 864 pueden sellar el módulo de la intrusión de gas adicional. El módulo de sala de control 881 puede ser certificada para operaciones IIB de T2 en Zona 1.

Módulo de tratamiento de sulfuro La Figura 10 muestra una modalidad de un módulo de tratamiento de sulfuro 991. En la modalidad mostrada, el módulo de tratamiento de sulfuro 991 comprende un sistema para remover el gas de sulfuro de hidrógeno del aire de ventilación de por ejemplo, el desgasificador mecánico, el compartimiento de desgasificación del módulo de desgasificación y neutralización, el compartimiento neutralizante del módulo de desgasificación y neutralización y/o el módulo de almacenamiento del fluido de proceso, denominado colectivamente en la presente como "gas agrio" 992. El módulo de tratamiento de sulfuro 991 comprende un tanque 994 para contener un gas. En una modalidad, el tanque 994 puede tener un volumen aproximado de 35 m3 (1200 pies3) . En una modalidad, el módulo de tratamiento de sulfuro 991 comprende un medio consumible 986 que reacciona químicamente con el gas agrio 992, reduciendo mediante esto la cantidad de sulfuro de hidrógeno en el gas agrio 992. En una modalidad, la capacidad del medio consumible 986 del tanque 994 es de aproximadamente 20 toneladas. Por ejemplo, un sistema de tratamiento de sulfuro de hidrógeno SulfaTreat® (M-I, L.L.C., Houston, Texas) puede ser dispuesto dentro del módulo de tratamiento de sulfuro 991. En esta modalidad, el proceso del sistema de tratamiento de sulfuro de hidrógeno proporciona una reacción única que reduce el sulfuro de hidrógeno en el gas agrio 992 con un medio consumible diseñado específicamente 986. SulfaTreat® es un medio consumible que puede compartir sulfuro de hidrógeno a un material seguro para desecho en tanto que se permite que otros gases pasen a través del mismo. Aquel de habilidad ordinaria en el arte apreciará que cualquier material conocido en el arte que reduzca la cantidad de sulfuro de hidrógeno en una corriente de gas puede ser usado sin desviarse del alcance de la invención. En la modalidad mostrada en la Figura 10, el gas agrio 992 fluye a través de un medio consumible granular consistentemente dimensionado y formado 986 en un lecho fijo reactivo de sulfuro de hidrógeno granular tipo lotes contenidos en un recipiente a presión o tanque 994. Un sistema de nebulización de agua potable 996 puede ser provisto dentro del módulo 991 para humectar el medio consumible 986 para la operación. A medida que el gas agrio 992 fluye a través del medio consumible 986, el sulfuro de hidrógeno reacciona con el medio consumible 986 para formar un producto secundario estable y seguro. Una vez que el medio consumible 986 está por lo menos parcialmente consumido, el sistema de nebulización 993 puede ser usado para enfriar el medio consumible 986 para su remoción. En una modalidad, un gas, por ejemplo, metano puede resultar del proceso del sistema de tratamiento de sulfuro de hidrógeno. Después que el sulfuro de hidrógeno ha sido removido del gas agrio 992, el gas con un contenido de sulfuro de hidrógeno vencido puede ser extraído al módulo de línea de quemadores 1020 y alimentado a una línea de quemadores 1030 (Figura 11) para el quemado .

Módulo de línea de quemadores La Figura 11 muestra una modalidad de un módulo de línea de quemadores 1020. En la modalidad mostrada, el módulo de línea de quemadores 1020 es provisto para extraer gases del módulo de tratamiento de sulfuro 991 y para alimentar los gases a por lo menos un quemador 1030. En una modalidad, en por lo menos un quemador 1030 puede estar dispuesto en un sitio distante del sistema modular. En una modalidad, en por lo menos un quemador 1030 puede ser ubicado tan lejos como 130 metros (425 pies) alejado. En una modalidad, el módulo de línea de quemadores 1020 comprende un sistema de detección de gas de sulfuro de hidrógeno 1025, un filtro de partículas 1022, un retén de detonación 1024, un disco de ruptura 1026 y un ventilador centrífugo 1028 acoplado a un motor 1027. El sistema de detección de gas de sulfuro de hidrógeno 1025 puede estar instalado en el módulo de línea de quemadores 1020 para medir y monitorear la cantidad de gas de sulfuro de hidrógeno presente en la corriente de gas. El sistema de detección de gas de sulfuro de hidrógeno 1025 puede ser acoplado al sistema de F&G/ESD, que en el caso de que la cantidad de gas de sulfuro de hidrógeno presente en la corriente de gas esté por encima de un valor predeterminado, el sistema de detección de gas de hidrógeno 1025 puede cerrar el módulo de línea de quemadores. El retén de detonación 1024 puede estar instalado en el módulo de línea de quemadores 1020 con detector de temperatura y una válvula de ESD para detener el sistema modular en el caso de que una flama viaje hasta la línea de quemadores 1032. En el caso de que el retén de detonación 1024 sea enchufado y surja una situación de sobrepresión en el módulo de tratamiento de sulfuro 991, un disco de ruptura 1026 permite que este sistema o módulo de línea de quemadores 1120, sea omitido y el flujo de gas del módulo de tratamiento de sulfuro 991 puede ser enviado directamente a un quemador 1030. En una modalidad, el ventilador y motor pueden estar encerrados para limitar la salida de ruido. El módulo de línea de quemador 1020 puede ser cubierto, pero abierto en los lados para ventilar el módulo de línea de quemador 1020.

Módulo de suministro de ventilación La Figura 12 muestra una modalidad de un módulo de suministro de ventilación 1110 que suministra ventilación a cualquiera de los otros módulos del sistema modular. En una modalidad, el módulo de suministro de ventilación comprende represas de aislamiento 1124, un calentador de aire 1112, un filtro coalescente 1114 y por lo menos un ventilador 1116. En una modalidad, el aire de suministro de ventilación 1103 puede ser conducido desde el exterior del módulo. En una modalidad, el aire de suministro de ventilación 1103 puede ser enviado 1118 desde una elevación por encima del módulo de sala de control 881 (Figura 9) . Por ejemplo, el aire de suministro de ventilación 1103 puede ser conducido de aproximadamente 9 metros (30 pies) por encima del suelo. El aire de suministro de ventilación 1103 puede luego pasar a través del calentador de aire 1112 y un filtro coalescente 1114, formando mediante esto dos sistemas de suministro de aire separados. Un primer sistema de aire 1120 puede alimentar aire de suministro vía conductos aislados al módulo de desgasificación y neutralización 211 (Figura 3) y el módulo de almacenamiento del fluido de proceso 331 (Figura 4) . Un segundo sistema de aire 1122 puede alimentar aire de suministro vía conductos al módulo de remoción y floculación de aire 441 (Figura 4) y el módulo de remoción y filtración de sólidos 551 (Figura 6) . Cada sistema de aire tiene un ventilador axial 1116 para energizar el aire de suministro de ventilación. En caso de un ESD, las represas de aislamiento 1124 se cerrarán impidiendo que el suministro de aire entre a los otros módulos de proceso. En una modalidad, el módulo de suministro de ventilación puede comprender una cubierta o capa, sin embargo, puede estar abierto en los lados permitiendo la ventilación del módulo de suministro de ventilación.

Conjunto de tuberías En una modalidad, un conjunto de tuberías 28, mostrado en la Figura 1, puede ser proporcionado que permite fácil conexión de las tuberías para los servicios del sistema e interconexión de módulos. En una modalidad, el conjunto de tuberías 28 puede instruir una pluralidad de tubos, conexiones y equipo de proceso en línea que permite que un módulo sea acoplado a otro módulo mediante acoplamiento de cada módulo al conjunto de tuberías 28. Por ejemplo, como se muestra en la Figura 1, el módulo de almacenamiento de fluido tratado 661 y el módulo de desgasificación y neutralización 211 puede ser acoplado al conjunto de tuberías 28, permitiendo la comunicación fluida entre los dos módulos 661, 211 mostrado en 34. Aquel de habilidad ordinaria en el arte, apreciará que el conjunto de tuberías puede estar configurado para acoplarse a cualquiera de los módulos conjuntamente. Adicionalmente, aquel de habilidad ordinaria en el arte apreciará que el conjunto de tubería puede estar configurado para acoplarse a un módulo con una pluralidad de módulos.

Materiales Los tanques dispuestos en cualquiera de los módulos por encima de aquellos pueden estar expuestos a fluidos de proceso corrosivos pueden ser construidos de cualquier material conocido en el arte que soportará los fluidos de proceso corrosivos. En una modalidad, los tanques expuestos a fluidos de proceso corrosivos pueden ser construidos de acero inoxidable, por ejemplo, SS grado 316L. El equipo de proceso en línea, detectores, válvulas, tuberías, bridas, etc., que pueden estar expuestos a fluidos de proceso corrosivos pueden también ser construidos de acero inoxidable, por ejemplo, SS grado 316L. Materiales elastoméricos para mangueras y sellos pueden ser seleccionados para ser tanto resistentes a los químicos como a los hidrocarburos . Las modalidades de la invención pueden incluir una o más de las siguientes ventajas. Las modalidades de la invención proporcionan un sistema de tratamiento de fluido de proceso que comprende varios módulos dimensionados de tal manera que son suficientemente pequeños para ser móviles. Las modalidades de la invención proporcionan un sistema modular que puede ser ensamblado en el sitio para el tratamiento de fluidos de proceso. Las modalidades de la invención proporcionan un método para el tratamiento de fluidos de proceso para reducir la cantidad de contaminantes del fluido de proceso, en los que se incluyen sólidos, gases, tales como sulfuro de hidrógeno y petróleo. En tanto que la invención ha sido descrita con respecto a un número limitado de modalidades, aquellos experimentados en el arte, teniendo el beneficio de esta revelación, apreciarán que otras modalidades pueden ser ideadas que no se desvían del alcance de la invención como se revela en la presente. Así, el alcance de la invención debe estar limitado solamente por las reivindicaciones adjuntas.

Claims

REIVINDICACIONES 1. Un sistema para el tratamiento de un fluido de proceso que comprende un arreglo modular, el arreglo modular está caracterizado porque comprende: un primer módulo que reduce la cantidad de gas de sulfuro de hidrógeno disuelto y arrastrado en el fluido de proceso y monitorea el pH del fluido de proceso; un segundo módulo en comunicación fluida con el primer módulo que almacena el fluido de proceso si la cantidad de gas de sulfuro de hidrógeno arrastrado en el fluido de proceso es mayor que un valor preseleccionado; un tercer módulo en comunicación fluida con el segundo módulo que reduce la cantidad de petróleo del fluido de proceso y flocula el fluido de proceso; un cuarto módulo en comunicación fluida con el tercer módulo que reduce la cantidad de sólidos del fluido de proceso ; un quinto módulo en comunicación fluida con el cuarto módulo que mide la cantidad de petróleo en el fluido de proceso y almacena el fluido de proceso tratado; un sexto módulo en comunicación fluida con por lo menos uno del primer módulo, el segundo módulo, el tercer módulo y el cuarto módulo que proporciona aire de suministro de ventilación; un séptimo módulo en comunicación fluida con el primer módulo y el segundo módulo que remueve el gas de sulfuro de hidrógeno de un gas agrio; un octavo módulo en comunicación fluida con el séptimo módulo que alimenta gases a un sistema de quemador; un noveno módulo en comunicación con el primero a octavo módulos del sistema que controla los procesos del sistema y un décimo módulo en comunicación con el módulo de sala eléctrica local que comprende una estación de trabajo y laboratorio del sistema.
2. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el tamaño de cada módulo es suficientemente pequeño para ser móvil y en donde el sistema es ensamblado en el sitio al conectar los módulos móviles conjuntamente .
3. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque comprende además un undécimo módulo que tiene un tanque para reducir la cantidad de gas y sólidos en el fluido de proceso.
4. El sistema de conformidad con la reivindicación 3, caracterizado porque el tanque comprende un separador de ciclón .
5. El sistema de conformidad con la reivindicación 3, caracterizado porque el tanque en el undécimo módulo comprende deflectores de separación y un arreglo de vertedor.
6. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el tercer módulo está configurado para recibir el fluido de proceso y la cantidad de gas de sulfuro de hidrógeno arrastrado en el fluido de proceso es menor de un valor preseleccionado .
7. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el primer módulo comprende un tanque que tiene un compartimiento de desgasificación, un compartimiento de neutralización y un arreglo de vertedor.
8. El sistema de conformidad con la reivindicación 7, caracterizado porque el compartimiento de desgasificación comprende un desgasificador mecánico y un dispositivo de aireación.
9. El sistema de conformidad con la reivindicación 7, caracterizado porque el compartimiento de neutralización comprende un analizador de pH y una bomba que suministra por lo menos un compuesto químico para ajusfar el pH del fluido del pozo.
10. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el segundo módulo comprende un tanque de almacenamiento de fluido de proceso.
11. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el tercer módulo comprende un tanque coalescente y un tanque de floculación.
12. El sistema de conformidad con la reivindicación 11, caracterizado porque el tanque coalescente comprende tres compartimientos, en donde un filtro coalescente y una trampa de petróleo coalescente son dispuestos entre un primer compartimiento y un segundo compartimiento y un arreglo de vertedor es dispuesto entre el segundo compartimiento . y un tercer compartimiento.
13. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el cuarto módulo comprende un filtro de banda acoplado a un tanque de almacenamiento.
14. El sistema de conformidad con la reivindicación 13, caracterizado porque comprende además por lo menos un bidón de filtro acoplado al tanque de almacenamiento.
15. El sistema de conformidad con la reivindicación 13, caracterizado porque comprende además una pluralidad de bidones de filtro conectados en serie, en donde un primer bidón de filtro es acoplado al tanque de almacenamiento.
16. El sistema de conformidad con la reivindicación 13, caracterizado porque el sitio de banda comprende un transportador y un medio de filtro.
17. El sistema de conformidad con la reivindicación 15, caracterizado porque cada uno de los bidones de filtro comprende una pluralidad de cartuchos de filtro o filtros de sacos .
18. El sistema de conformidad con la reivindicación 17, caracterizado porque cada uno de los bidones de filtro es acoplado a un transductor de presión diferencial para acoplar la obturación de los filtros.
19. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el quinto módulo comprende un sistema de monitoreo que mide la concentración de petróleo con el fluido de proceso tratado y un tanque para almacenar el fluido de proceso tratado.
20. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el séptimo módulo comprende un tanque provisto con un medio consumible dispuesto en el mismo y configurado para recibir un gas agrio.
21. El sistema de conformidad con la reivindicación 20, caracterizado porque comprende además un sistema de nebulización de agua.
22. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el octavo módulo comprende un sistema de detección de gas de sulfuro de hidrógeno, un filtro de partículas, un retén de detonación, un disco de ruptura y un ventilador acoplado a un motor.
23. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el sexto módulo comprende represas de aislamiento, un calentador de aire, un filtro coalescente y por lo menos un ventilador.
24. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el noveno módulo comprende un sistema controlador lógico programable de sulfuro de hidrógeno, un sistema de detección de incendio y gas y apagado de emergencia y un centro de control de motores.
25. El sistema de conformidad con la reivindicación 24, caracterizado porque el sistema de controlador lógico programable de sulfuro de hidrógeno controla operativamente una pluralidad de procesos del sistema.
26. El sistema de conformidad con la reivindicación 24, caracterizado porque el sistema de detección de incendio y gases y apagado de emergencia se interconecta con una pluralidad de detectores y apaga el sistema si se presenta una condición de proceso seria.
27. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el décimo módulo comprende una interfase de máquina humana del controlador lógico programable de sulfuro de hidrógeno y un servidor de controlador lógico programable de sulfuro de hidrógeno.
28. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque comprende además un conjunto de tuberías que permiten la conexión fácil de la tubería para los servicios del sistema e interconexión de módulos.
29. Un método para el tratamiento de un fluido de proceso, el método está caracterizado porque comprende: ensamblar un sistema modular; hacer fluir el fluido de proceso a través del sistema modular, la etapa de hacer fluir el fluido de proceso a través del sistema modular comprende: desgasificar el fluido de proceso, neutralizar el fluido de proceso, reducir la cantidad de uno del grupo que consiste de gases arrastrados, petróleo y sólidos en el fluido de proceso, monitorear y analizar el fluido de proceso para por lo menos uno del grupo que consiste de gases arrastrados, petróleo y sólidos y hacer fluir el fluido de proceso hacia fuera del sistema modular para su desecho.
30. El método de conformidad con la reivindicación 29, caracterizado porque la etapa de hacer fluir el fluido de proceso a través del sistema modular comprende además reducir la cantidad de sólidos y gas, en donde la etapa de reducir la cantidad de sólidos y gas comprende: hacer fluir el fluido de proceso a un tanque; hacer fluir el fluido de proceso sobre deflectores de separación dispuestos al interior del tanque ,- inyectar material depurador de sulfuro de hidrógeno al fluido de proceso en el tanque y hacer fluir el fluido de proceso sobre un arreglo de calentador dispuesto al interior del tanque.
31. El método de conformidad con la reivindicación 29, caracterizado porque la desgasificación del fluido de proceso comprende : hacer fluir el fluido de proceso a un compartimiento de desgasificación y hacer correr un desgasificador en el compartimiento de desgasificación.
32. El método de conformidad con la reivindicación 31, caracterizado porque comprende además airear el fluido de proceso en el compartimiento de desgasificación.
33. El método de conformidad con la reivindicación 29, caracterizado porque la neutralización del fluido de proceso comprende : hacer fluir el fluido de proceso a un compartimiento neutralizante; tomar muestras y analizar el fluido de proceso en el compartimiento neutralizante para medir la concentración de sulfuro de hidrógeno en el fluido de proceso; monitorear el H del fluido de proceso en el compartimiento de neutralización y ajustar el pH del fluido de proceso en el compartimiento de neutralización.
34. El método de conformidad con la reivindicación 29, caracterizado porque la desgasificación del fluido de proceso y la neutralización del fluido de proceso comprenden: hacer fluir el fluido de proceso a un compartimiento de desgasificación; poner en operación un desgasificador en el compartimiento de desgasificación; hacer fluir el fluido de proceso sobre un arreglo de vertedor del compartimiento de desgasificación a un compartimiento de neutralización; hacer fluir el fluido de proceso a un compartimiento de neutralización; tomar muestras y analizar el fluido de proceso en el compartimiento de neutralización para medir la concentración de sulfuro de hidrógeno en el fluido de proceso; monitorear el pH del fluido de proceso en el compartimiento neutralizante y ajustar el pH del fluido de proceso en el compartimiento neutralizante.
35. El método de conformidad con la reivindicación 29, caracterizado porque la reducción de la cantidad de petróleo en el fluido de proceso comprende: agregar rompedores de emulsión al fluido de proceso; hacer fluir el fluido de proceso a un primer compartimiento de un tanque coalescente; hacer fluir el fluido de proceso a través de un filtro coalescente y un separador de petróleo flotante a un segundo compartimiento del tanque coalescente; hacer fluir el fluido de proceso a través de un arreglo de vertedor del segundo compartimiento al tercer compartimiento del tanque coalescente; hacer fluir el fluido de proceso a través de una tolva y en la misma agregar químicos floculantes al fluido de proceso y hacer fluir el fluido de proceso de la tolva a un tanque de floculación.
36. El método de conformidad con la reivindicación 29, caracterizado porque la reducción de la cantidad de sólidos en el fluido de proceso comprende: hacer fluir el fluido de proceso a través de un fluido de filtro de un filtro de banda; llenar un tanque de almacenamiento con el fluido de proceso que se hace fluir a través del medio de filtro a una altura predeterminada y hacer fluir el fluido de proceso a través de por lo menos un bidón de filtro, en donde el fluido de proceso se hace fluir a través de una pluralidad de filtros dispuestos dentro de cada bidón de filtro.
37. El método de conformidad con la reivindicación 29, caracterizado porque el monitoreo y análisis del fluido de proceso comprende : tomar muestras del fluido de proceso y medir la concentración de por lo menos uno del grupo que consiste de gases arrastrados, petróleo y sólidos del fluido de proceso muestreado.
38. El método de conformidad con la reivindicación 29, caracterizado porque comprende además almacenar un fluido de proceso tratado, en donde el almacenamiento de un fluido de proceso tratado comprende: hacer fluir el fluido de proceso a través de un sistema de monitoreo; medir la concentración de petróleo en el fluido de proceso ; hacer fluir el fluido de proceso con una concentración de petróleo por encima de un valor predeterminado a un tanque y desechar el fluido de proceso con una concentración de petróleo por debajo de un valor predeterminado .
39. El método de conformidad con la reivindicación 29, caracterizado porque comprende además ventilar el sistema modular, la etapa de ventilación comprende: conducir el aire a un módulo para el suministro de ventilación; hacer fluir el aire de suministro de ventilación a través de un calentador de aire y un filtro coalescente dispuesto en el módulo para el suministro de ventilación y alimentar el aire de suministro de ventilación vía los conductos a por lo menos un módulo del sistema modular.
40. El método de conformidad con la reivindicación 29, caracterizado porque comprende además reducir la cantidad de gas de sulfuro de hidrógeno de un gas agrio, la reducción de la cantidad de gas de sulfuro de hidrógeno comprende: proporcionar un medio consumible en un tanque dispuesto en un módulo para el tratamiento de sulfuro; nebulizar el medio consumible con agua y hacer fluir gas agrio de cualquiera de los módulos del sistema modular al tanque en el módulo para el tratamiento de sulfuro, en donde el gas agrio reacciona químicamente con el medio consumible, reduciendo mediante esto la cantidad de sulfuro de hidrógeno en el gas agrio.
41. El método de conformidad con la reivindicación 40, caracterizado porque comprende además extraer un gas del sistema modular, la etapa de extracción del gas del sistema modular comprende: extraer un gas de módulo para el tratamiento de sulfuro; hacer fluir el gas a través de un filtro de partícula y alimentar el gas a un quemador.