MANUAL DE OPERACIÓN
MANUAL DE OPERACIÓN Y PUESTA EN MARCHA
A
28/11/2002
PARA APROBACIÓN
WR
GP
AJ
REV.
FECHA
DESCRIPCIÓN
POR
REVISÓ
APROBÓ
MANUAL DE OPERACIÓN Y PUESTA EN MARCHA
REVISIÓN A
2002
Índice I. Introducción.............................................................................................5 II. Unidades de Procesos...........................................................................6 1. Bases de Diseño.....................................................................................6 1.1. Capacidad de la Planta............................................................................6 1.2. Composición y Condiciones de Pozos.....................................................6 1.3. Composición y Condiciones del Gas de Entrada a Planta.......................8 1.4. Condiciones de Diseño de la Unidad de Endulzamiento..........................9 1.5. Producción de Gas Seco........................................................................10 1.6. Gasolina Estabilizada.............................................................................10 1.7. Especificación de Agua Efluente............................................................10 1.8. Balances de Masa y Energía.................................................................10 1.9. Cargas Básicas de Diseño.....................................................................10 1.10. Condiciones Ambientales.....................................................................10
2. Descripción del Proceso......................................................................11 2.1. Instalaciones de Pozo............................................................................11 2.2. Entrada de Planta...................................................................................14 2.3. Unidad de Ajuste de Punto de Rocío.....................................................21 2.4. Unidad de Endulzamiento......................................................................24 2.5. Estabilización de Gasolina.....................................................................31 2.6. Salida de Planta.....................................................................................35
3. Descripción de la Filosofía de Control y Shutdown..........................38 3.1. Control de Caudal, Presión y Temperatura en los Pozos y en la Entrada de Planta.............................................................................................38 3.2. Control de Caudal, Presión y Temperatura en la Unidad de Ajuste de Punto de Rocío....................................................................................38 3.3. Control de Caudal, Presión y Temperatura en la Unidad de Endulzamiento.....................................................................................39 3.4. Control de Caudal, Presión y Temperatura en la Unidad de Estabilización.......................................................................................41 3.5. Medición de Gas y Gasolina de Salida de Planta..................................42
III. Servicios Auxiliares............................................................................43 1. Sistema de Inyección de Etanol y Anticorrosivo en Pozos..............43 1.1. Bases de Diseño....................................................................................43 1.2. Descripción del Proceso.........................................................................44 1.3. Filosofía de Control................................................................................44
2. Sistema de Venteo y Drenajes en Pozos............................................45 2.1. Bases de Diseño....................................................................................45 2.2. Descripción del Proceso.........................................................................45 2.3. Filosofía de Control................................................................................45
3. Sistema de Inyección de Anticorrosivo en Planta.............................45 3.1. Bases de diseño.....................................................................................45 3.2. Descripción del Proceso.........................................................................46 3.3. Filosofía de Control................................................................................46
4. Sistema de Venteo en Planta..............................................................46 4.1. Bases de Diseño....................................................................................46 4.2. Descripción del Proceso.........................................................................47 4.3. Filosofía de Control................................................................................47
5. Sistema de Drenajes de Hidrocarburos en Planta.............................47 5.1. Bases de Diseño....................................................................................47 5.2. Descripción del Proceso.........................................................................48
6. Sistema de Drenajes de Aminas.........................................................49 6.1. Bases de Diseño....................................................................................49 6.2. Descripción del Proceso.........................................................................49 6.3. Filosofía de Control ...............................................................................49
7. Unidad de Regeneración / Inyección de MEG....................................50 7.1. Bases de Diseño....................................................................................50 7.2. Descripción del Proceso.........................................................................51
7.3. Filosofía de Control................................................................................53
8. Sistema de Propano.............................................................................53 8.1. Bases de Diseño....................................................................................53 8.2. Descripción del Proceso.........................................................................55 8.3. Filosofía de Control................................................................................55
9. Sistema de Aceite Térmico..................................................................55 9.1. Bases de Diseño....................................................................................55 9.2. Descripción del Proceso.........................................................................56 9.3. Filosofía de Control................................................................................57
10. Sistema de Fuel Gas..........................................................................58 10.1. Bases de Diseño..................................................................................58 10.2. Descripción del Proceso.......................................................................58
11. Sistema de Generación de Energía...................................................58 11.1. Bases de Diseño..................................................................................58
12. Sistema de Aire de Instrumentos, Servicios y Arranque................59 12.1. Bases de Diseño..................................................................................59 12.2. Descripción del Proceso.......................................................................59 12.3. Filosofía de Control..............................................................................60
13. Sistema de Agua Tratada...................................................................60 13.1. Bases de Diseño..................................................................................60 13.2. Descripción del Proceso.......................................................................60 13.3. Filosofía de Control..............................................................................61
14. Sistema de Agua de Incendio y Servicios........................................61 14.1. Bases de Diseño..................................................................................61 14.2. Descripción del Proceso.......................................................................62 14.3. Filosofía de Control..............................................................................62
15. Sistema de Agua Potable...................................................................63 15.1. Bases de Diseño..................................................................................63
16. Unidad de Tratamiento de Agua de Proceso...................................63 16.1. Bases de Diseño..................................................................................63 16.2. Descripción del Proceso.......................................................................65 16.3. Filosofía de Control..............................................................................66
I.
INTRODUCCIÓN Este manual está dirigido a los operadores de la planta SABALO ubicada en la Localidad San Antonio en el Departamento de Tarija, al sur de Bolivia, y contiene información sobre la puesta en marcha, operación y parada de las unidades de la planta. El objeto de la planta es el ajuste del punto de rocío de hidrocarburo y endulzamiento del gas natural. Ésta está constituida por dos trenes de proceso. Cada uno de ellos cuenta con dos subtrenes para la unidad de ajuste de punto de rocío, con una unidad de endulzamiento, con una unidad de estabilización de gasolina y con un sistema de venteos presurizados. El gas ingresa a la planta a través de los Manifold de Producción o del Manifold de Test proveniente de 4 pozos: SBL X-1 ubicado aproximadamente a 2.5 km al oeste de la planta, SBL X-2 ubicado aproximadamente a 12 km al suroeste de la planta, SBL x-3 ubicado aproximadamente a 5.6 km al suroeste de la planta y SBL X-4 ubicado aproximadamente a 6.6 km al oeste de la planta. Luego de la separación y la filtración primaria en cada tren, una parte del gas que se está procesando se deriva a la Unidad de Endulzamiento correspondiente. El propósito de esta unidad es remover el exceso de dióxido de carbono y ácido sulfhídrico que contiene el gas natural. Esta remoción es importante por las siguientes razones:
El dióxido de carbono reduce el poder calorífico del gas natural, debido a que es un gas no combustible.
El dióxido de carbono es un gas ácido. Se disuelve en agua para formar una solución ácida que resulta corrosiva.
El ácido sulfhídrico es un gas altamente tóxico e inflamable.
El ácido sulfhídrico se disocia en agua formando un ácido débil, el cual ataca al hierro formando sulfuro de hierro insoluble que produce corrosión.
Para remover el exceso de estos gases ácidos del gas natural se utiliza una solución de amina, que se pone en contacto con los mismos en la torre contactora de la Unidad de Endulzamiento. El carácter reversible del proceso hace posible, regenerar la amina en forma continua y reutilizar la solución. El gas que sale de la Unidad de Endulzamiento, se une al resto del gas e ingresa a los subtrenes de refrigeración de la Unidad de Ajuste de Punto de Rocío. El gas se enfría en el intercambiador gas-gas E-1, en el gas-gasolina E-3 y en el chiller E-2. A partir de allí, el enfriamiento final se produce por expansión en la válvula Joule-Thomson ubicada a la entrada del separador frío V-2. Una vez frío, el gas ingresa al separador frío V-2 (trifásico) donde se produce la separación entre el gas y los condensados. La formación de hidratos durante el enfriamiento del gas es controlada mediante la inyección de una solución de monoetilenglicol (MEG) al 84 % en peso. Esta solución de MEG es regenerada por calentamiento indirecto y reinyectada en el gas. Una vez finalizado el tratamiento del gas en cada tren, se unen las salidas de ambos trenes para la Medición Fiscal y posterior inyección a gasoducto. La gasolina y los condensados asociados separados durante el enfriamiento son estabilizados en la Unidad de Estabilización de Gasolina de cada tren y almacenados. La venta de dicho condensado se puede realizar mediante inyección a gasolinoducto o en camiones.
El gas separado en la Unidad de Estabilización de Gasolina se recomprime e inyecta a la entrada de la Planta. El calor requerido para las Unidades de Estabilización de Gasolina y de Endulzamiento y para la regeneración de MEG, es proporcionado por el Sistema de Aceite Térmico (Hot Oil). Hay un sistema de aceite térmico para cada tren. El enfriamiento del gas se realiza mediante refrigeración mecánica con propano comercial. El sistema de propano es común a ambos trenes. La planta cuenta también con un Sistema de Gas Combustible, un Sistema de Drenajes Cerrados, un Sistema de Drenajes Abiertos, un sistema de Drenajes de Agua Posiblemente Contaminada, un Sistema de Aire Comprimido, un Sistema de Tratamiento de Agua, un Sistema de Agua Potable, un Sistema de Incendio y Agua de Servicio y un Sistema de Generación Eléctrica, todos ellos comunes a los dos trenes. La planta se controla mediante un Sistema de Control Distribuido (DCS) que recibe las señales desde el campo, las procesa y las retorna al mismo accionando sobre las válvulas de control y de shutdown, permitiendo al operador realizar más eficientemente su labor. El control en el área de los pozos se realiza por medio de un controlador remoto del DCS de planta. En las estaciones de monitoreo de gas y gasolina la información es enviada al DCS vía una Unidad Remota de Trasmisión (RTU). Los sistemas de paro están diseñados de manera que la planta llegue a una condición segura por sí misma, conforme con los diferentes tipos de shut-down descriptos más adelante. La información detallada de los equipos de la planta, se incluye en los Data Books. Se deberá utilizar la última revisión de los planos durante la operación de la planta. Los planos que figuran en los apéndices, fueron utilizados para preparar este manual. Planos adicionales se incluyen en el archivo general de documentación de planta. Notas, Precauciones, y/o Advertencias son algunas de las instrucciones incluidas en este manual. Una "nota" provee información adicional. Una "precaución" identifica condiciones que pueden causar daños a los equipos. Una "advertencia" o “atención” identifica posibles riesgos de seguridad. Se han realizado todos los esfuerzos para proveer en este manual información adecuada y exacta. Sin embargo, debido a las variables que inherentemente existen en las operaciones de proceso, no se pueden prever todas las situaciones con las que el operador puede encontrarse. Por lo tanto, es responsabilidad de cada operador familiarizarse con la operación de la planta y obtener asistencia competente toda vez que lo considere necesario. Los procedimientos que figuran en este manual no relevan de la responsabilidad a los operadores en el cumplimiento de éstos u otros procedimientos que se requieran, especialmente en el área de seguridad.
II.
UNIDADES DE PROCESOS 1. BASES DE DISEÑO 1.1.
CAPACIDAD DE LA PLANTA Cada uno de los trenes tiene una capacidad de producción de 6.7 MMSCMD de gas en especificación, gas de venta, y debe poder operar adecuadamente con un turndown de 6.7 MMSCMD a 2 MMSCMD.
1.2.
COMPOSICIÓN Y CONDICIONES DE POZOS A) Composición del gas de entrada en base seca
Corriente 1
Corriente 2
Corriente 3
Huamampampa + ICLA
Santa Rosa
Margarita
N2
% mol 0.43
% mol 0.53
% mol 0.57
CO2
2.49
4.64
3.01
C1
83.75
87.70
77.03
C2
6.44
3.90
9.05
C3
2.34
1.25
3.01
iC4
0.47
0.26
0.66
NC4
0.79
0.39
1.00
iC5
0.41
0.21
0.58
NC5
0.31
0.15
0.45
C6
0.48
0.22
0.75
C7
0.48
0.21
0.83
C8
0.50
0.18
0.91
C9
0.32
0.10
0.60
C10
0.26
0.07
0.44
C11
0.18
0.05
0.28
C12
0.10
0.04
0.18
C13
0.07
0.03
0.15
C14
0.06
0.02
0.12
C15
0.04
0.02
0.09
C16
0.03
0.01
0.08
C17
0.02
0.01
0.05
C18
0.01
0.01
0.04
C19
0.01
0.00
0.13
C20+
0.02
0.01
0.01
MW C20+
308.97
303.54
203
SG C20+
0.879
0.877
0.834
B) Condiciones de Pozos Las condiciones de operación previstas para los pozos son las siguientes: Condiciones de Operación durante el verano con temperatura ambiente de 122°F: Caudal
4 MMSCMD
3 MMSCMD
2 MMSCMD
1 MMSCMD
Aguas arriba de la choke Temperatura, °F
208.4
204.8
199.4
183.2
Presión, psig
4368
4861
5262
5492
Aguas abajo de la choke Temperatura, °F
172.4 a 152.6
158 a 143.6
145.4 a 131
127.4 a 113
Presión, psig
1866 a
1599 a
1442 a
1360 a
1351
1294
1256
1226
Entrada a Planta Temperatura, °F Presión, psig
154.4 a 136.4
149 a 129.2
140 a 125.6
123.8 a 118.4
1251
1251
1251
1251
Condiciones de Operación durante el invierno con temperatura ambiente de 41°F: Caudal
4 MMSCMD
3 MMSCMD
2 MMSCMD
1 MMSCMD
Aguas arriba de la choke Temperatura, °F
208.4
204.8
199.4
183.2
Presión, psig
4368
4861
5262
5492
Aguas abajo de la choke Temperatura, °F
172.4 a 152.6
158 a 143.6
147.2 a 132.8
127.4 a 113
Presión, psig
1841 a 1351
1580 a 1287
1434 a 1246
1362 a 1226
Entrada a Planta Temperatura, °F Presión, psig
1.3.
147.2 a 102.2
140 a 87.8
127.4 a 69.8
102.2 a 48.2
1251
1251
1251
1251
COMPOSICIÓN Y CONDICIONES DEL GAS DE ENTRADA A PLANTA A)
Composición del gas en la entrada a planta:
La planta se diseñó a fin de garantizar la performance de cada uno de los trenes para los siguientes casos: Caso A: 100% (vol) de la corriente 1 Caso B: 75% (vol) de la corriente 1 y 25% (vol) de la corriente 2 Caso C1: 50% (vol) de la corriente 1 y 50% (vol) de la corriente 2 Caso C2: 37.5% (vol) de la corriente 1, 37.5% (vol) de la corriente 2 y 25% (vol) de la corriente 3 Caso E1: 53.6% (vol) de la corriente 1, 21.4% (vol) de la corriente 2 y 25% (vol) de la corriente 3 Caso E2: 71.4% (vol) de la corriente 1 y 28.6% (vol) de la corriente 2 B)
Condiciones del gas de entrada a planta:
Temperatura, °F
48-158
Presión, psig
1251
S, As, metales, COS, Hg, BTEX, H2S, mercaptanos
No están presentes.
Contenido de agua
Gas saturado a las condiciones de entrada.
Contenido de Agua Libre, hasta el 2005
Condensación de agua a las condiciones de entrada de un gas saturado a 7286 psig & 270°F (condiciones del reservorio), más 40 m3/d.
Contenido de Agua Libre, después del 2005
Condensación de agua a las condiciones de entrada de un gas saturado a 7286 psig & 270°F (condiciones del reservorio), más 1,515 Bbl/d cada MMSCMD de agua libre producida por tren.
Hidrocarburos Líquidos
De acuerdo a la composición en las condiciones de entrada.
Salinidad de Agua de Producción
34000 mg/l (NaCl)
Nota: la condición “Contenido de agua libre después del 2005” se utilizará para el diseño de los separadores de entrada V-1, el separador de test V-4 y para las líneas de líquido que van desde los slug catchers V-5 a los separadores de gas de entrada V-1 y el separador de test V-4 y las líneas de líquido que van desde los separadores de gas de entrada V-1 y el separador de test V-4 al separador de agua oleosa V-22. No se utilizará esta condición para el diseño de los aeroenfriadores del gas de entrada A-1, los instrumentos de medición de caudal de las líneas líquidas de los separadores de gas de entrada V-1 y del separador de test V-4, el tanque slop TK-7, el knock out drum de antorcha V-18, que es también el recipiente en el que se colectan los drenajes presurizados, la unidad de flotación M-900 ni la cámara de dilución M-902. 1.4.
CONDICIONES DE DISEÑO DE LA UNIDAD DE ENDULZAMIENTO En cada uno de los trenes la Unidad de Endulzamiento está diseñada para reducir el contenido de CO2 de:
2.8 MMSCMD de un gas con la composición del Caso E2, desde 3.18% mol (base seca) hasta 0%, y temperatura y presión de entrada a la unidad 51°F y 1236 psig.
El proceso que se seleccionó para lograr esta reducción en el contenido de CO 2 es una planta de tratamiento con aminas. Tipo de amina
MDEA formulada, 98% en peso
Concentración de amina en el proceso
50 % en peso (en agua tratada)
Caudal de circulación
465 gpm
Carga de amina pobre
0.015 moles de CO2 por mol de amina 0 moles H2S por mol de amina
Carga de amina rica
0.317 moles de CO2 por mol de amina 0 moles H2S por mol de amina
Calidad de agua de reposición al sistema de amina:
1.5.
1.6.
1.7.
1.8.
Total de sólidos disueltos
< 100 ppm
Total de dureza
< 50 ppm
Cloruros (Cl)
0 ppm
Sodio (Na)
< 3 ppm
Potasio (K)
< 3 ppm
Hierro (Fe)
< 10 ppm
PRODUCCIÓN DE GAS SECO Caudal
13.4 MMSMCD
Presión salida, psig
1100
Temperatura de salida, °F
40 a 120
Punto de rocío medido a 640 psia
32°F (máx)
Cantidad máxima de agua, lb/MMSCF
5.9 (máx)
Poder Calorífico Superior, Kcal/sm3
9200 (mín) a 60°F y 14.696 psia,
Máxima cantidad de CO2, %mol
2 (máx)
Máxima cantidad de inertes, %mol
3.5 (máx)
Máxima cantidad de N2, %mol
2 (máx)
Densidad
0.59 – 0.69
Líquidos
Libre de líquidos condiciones de salida
Sólidos
Libre de partículas mayores que 3 µ m
a
las
GASOLINA ESTABILIZADA Temperatura de salida, °F
120
Presión de salida, psig
1066
Reid Vapour Pressure (RVP), psia
12
ESPECIFICACIÓN DE AGUA EFLUENTE Contenido de aceite e hidrocarburos, ppm
10 (máx)
Cloro, mg/l
2500
BALANCES DE MASA Y ENERGÍA Ver documentos: 3120-F-MC-100; 3120-F-MC-101; 3120-F-MC-102; 3120-FMC-103; 3120-F-MC-104; 3120-F-MC-105; 3120-F-MC-106.
1.9.
CARGAS BÁSICAS DE DISEÑO Ver documento: 3120-C-ET-003
1.10. CONDICIONES AMBIENTALES Temperatura de diseño para motores a gas y aeroenfriadores, °F
113
Temperatura extrema máxima, °F
119
Temperatura media máxima, °F
87
Temperatura media, °F
73
Temperatura media mínima, °F
61
Temperatura extrema mínima, °F
15
Lluvias máximas asumidas, in/h
2
Humedad relativa media máxima
92%
Humedad relativa media
73%
Humedad relativa media mínima
64%
Altura sobre el nivel del mar, ft
2100
Velocidad básica del viento, m/s
25
Sismo: aceleración horizontal del terreno, g
0.13
2. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO Esta descripción se complementa con los diagramas de instrumentos y cañerías, P&IDs, y los diagramas de procesos, PFD. La descripción del proceso se realiza de manera genérica para cualquiera de los trenes, siendo igualmente válida para ambos. Para identificar un tren en particular se utilizan los prefijos 1- y 2- que se anteponen a los tags de los equipos, a los nombres de líneas y a los números de los tags de las válvulas manuales e instrumentos. En el caso de equipos comunes a ambos trenes, no se utiliza ningún prefijo. 2.1.
INSTALACIONES DE POZO A la planta puede ingresar gas crudo de 4 pozos: SBL X-1 ubicado aproximadamente a 2.5 km al oeste de la planta, SBL X-2 ubicado aproximadamente a 12 km al suroeste de la planta, SBL X-3 ubicado aproximadamente a 5.6 km al suroeste de la planta y SBL X-4 ubicado aproximadamente a 6.6 km al oeste de la planta. Las instalaciones de pozo están diseñadas para una producción máxima de 4 MMSCMD de gas y una presión de diseño de 10000 psig aguas arriba del árbol de Navidad y 2025 psig aguas abajo del mismo. Para identificar un pozo en particular se utilizan los prefijos 1-, 2-, 3- y 4- que se anteponen a los tags de los equipos y a los nombres de líneas; y los prefijos 10-, 20-, 30- y 40- que se anteponen a los tags de los instrumentos, partes especiales y válvulas manuales. La descripción de las instalaciones de pozo se realiza en forma genérica para cualquiera de ellos. Equipos principales de las instalaciones de pozo:
H-1001, Calentador de Gas de Instrumentos: es un calentador de tipo indirecto formado por un tubo de fuego y un tubo por el que circula el gas que desea calentarse, ambos tubos totalmente sumergidos en un baño de agua que opera a presión atmosférica. En la parte superior de la carcasa tiene un tanque expansor con un visor de nivel para controlar el nivel de agua en el mismo. El calor intercambiado es del orden de los 52000 Btu/h. Como dispositivos de seguridad, el calentador posee un lazo en el que se encuentran en serie un switch de alta temperatura en la carcasa, un switch por bajo nivel en el tanque expansor y un indicador de
llama en el tubo de fuego. El accionamiento de cualquiera de estos switches corta el suministro de gas al quemador del tubo de fuego. También tiene un cuello de cisne y una tapa de seguridad. La presión de diseño de la carcasa es 2.7 psig y la presión de diseño de los tubos es 2025 psig. En todo momento el operador debe asegurarse que el nivel de agua en el tanque expansor esté por encima del nivel bajo.
L-1001, Antorcha de Pozo: tiene 8” de diámetro y 15m de altura. Tiene solamente un quemador.
P-1001 A/B, Bombas de Inyección de Inhibidor de Hidratos: son bombas neumáticas a pistón modelo 2/LU 3.8 DC 1000 AP de Mirbla. Están diseñadas para inyectar un caudal de 102 gph. La presión de diseño del sistema de inyección es 10000 psig. Estas bombas están preparadas para inyectar etanol aguas arriba o aguas debajo de la válvula choke.
P-1002 A/B, Bombas de Inyección de Inhibidor de Corrosión en Pozos: son bombas neumáticas a pistón modelo LU 1.2 DC 400 AP de Mirbla. Están diseñadas para inyectar un caudal de 1.6 gph. La presión de diseño del sistema de inyección es 10000 psig. Estas bombas están preparadas para inyectar inhibidor de corrosión aguas arriba o aguas debajo de la válvula choke.
P-1005, Bomba del Knock Out Drum de Antorcha en Pozo: es una bomba neumática de pistón modelo LU 3.1 DC 800-2.5 P de Mirbla. Se diseñó para reinyectar 30 gph a 1886 psig.
SP-1001, Trampa Lanzadora en Pozo: las trampas de los pozos SBL X-1, SBL X-2 y SBL X-3 tienen 364mm de diámetro y 4.1m de largo. La trampa del pozo SBL X-4 es de 410mm de diámetro y 3.7m de largo y su tag es SP-4001. Todas las trampas tienen una presión de diseño de 2025 psig.
TK-1001, Tanque de Almacenaje de Inhibidor de Hidratos: es un tanque API de 3.5m de diámetro y 2.5m de altura, diseñado para contener 20m3 de etanol. Tiene un blanketing de 50 mmca, venteo setado a 75 mmca y una válvula de presión y vacío seteada a 85/-22 mmca.
V-1001, Pulmón de Gas de Instrumentos: es un recipiente vertical de 12” de diámetro y 1.2m de alto. Cuenta con un demister horizontal en la parte superior para favorecer la coalescencia de gotas y obtener un gas más seco. Opera a 250 psig y tiene una presión de diseño de 265 psig.
V-1002, Knock Out Drum de Antorcha en Pozo: es un recipiente horizontal de 48” de diámetro y 2.4m de longitud, cuya presión de diseño es 71 psig.
Como está expresado en la Introducción, el control de las instalaciones de pozo se realiza por medio de un controlador remoto del DCS de la planta. El Árbol de Navidad en cada pozo está formado por seis válvulas: una válvula hidráulica “downhole”, SDV-91001, una válvula hidráulica maestra, SDV91002, dos válvulas neumáticas laterales, SDV-91003 y SDV-91004, y dos válvulas “choke”, una actuada en forma neumática, HCV-91005, y otra manual. Todas ellas, a excepción de la manual, pueden ser operadas tanto desde el panel de control del pozo como desde el DCS en la planta. Aguas arriba de la válvula choke, se inyecta etanol para inhibir la formación de hidratos e inhibidor de corrosión. El inhibidor de hidratos, etanol, se requiere
solamente durante las condiciones de operación más desfavorables: en invierno y cuando se está procesando bajo caudal. La sustancia que se utiliza como inhibidor de corrosión es COASTAL 1036 C. Para la inyección de etanol se dispone de las bombas de reposición de inhibidor de hidratos P-1001 A/B que toman etanol del tanque de almacenaje de inhibidor de hidratos TK-1001. La reposición de etanol al tanque se puede realizar por bombeo desde tambores, con la bomba de reposición de inhibidor de hidratos P1003, o bien desde camiones. Considerando un consumo de 20m3/mes de etanol, la reposición de etanol al tanque deberá realizarse una vez por mes. Para la inyección de inhibidor de corrosión se dispone de las bombas de inyección de inhibidor de corrosión en pozos P-1002 A/B que toman el inhibidor de corrosión de isocontendores. La reposición del mismo se realiza simplemente trasvasando de un isocontenedor a otro. El isocontenedor que está ubicado debajo es fijo, el que está ubicado en la parte superior es del cual se debe trasvasar el fluido. El consumo se estimó en un isocontenedor por semana, por lo que la reposición será semanal. La capacidad de un isocontenedor es de 1m3. Una pequeña porción del gas de producción se deriva de la línea principal para ser utilizado como gas de instrumentos. Este gas se calienta en el calentador de gas de instrumentos H-1001 hasta 149 °F para evitar que cuando se reduzca la presión se formen hidratos o haya condensación de hidrocarburos. Una vez reducida la presión a 250 psig el gas pasa a través del pulmón de gas de instrumentos V-1001 para luego ser distribuido a los consumos. Esta distribución se realiza a dos presiones distintas: 250 psig para los motores de las bombas de inyección de inhibidor de hidratos P-1001, de las bombas de inyección de inhibidor de corrosión en pozos P-1002 y de la bomba del knock out drum de antorcha en pozo P-1005 y para el panel de control; y 100 psig para los actuadores de válvulas, gas de barrido y quemadores de la antorcha de pozo L-1001 y el calentador de gas de instrumentos H-1001. Aguas arriba del pulmón de gas de instrumentos V-1001, y aguas abajo de la regulación de presión, están instaladas dos válvulas de seguridad. Cada una de estas válvulas fue diseñada para evacuar el 100% del caudal de alivio, determinado por la contingencia de traba abierta de una válvula de regulación de presión. El set de las válvulas de seguridad es 265 psig. El pulmón de gas de instrumentos V-1001 cuenta con un controlador de nivel que envía los líquidos al knock out drum de antorcha en pozo V-1002. Los drenajes y venteos de las instalaciones de pozos se envían al knock out drum de antorcha en pozo V-1002 donde se separan los hidrocarburos líquidos. En la antorcha de pozo L-1001 se queman los hidrocarburos gaseosos y los hidrocarburos líquidos se reinyectan a la línea de producción con la bomba del knock out drum de antorcha en pozo P-1005 o bien se los envía a tratamiento por medio de camiones. La bomba del knock out drum de antorcha en pozo P-1005 tiene una capacidad de 30 gpm que permiten vaciar el knock out drum de antorcha en pozo V-1002 entre los niveles máximos y mínimos en 10 horas. Esta bomba arranca y para por muy alto y muy bajo nivel en el knock out drum de antorcha en pozo V1002. A la salida de cada pozo está instalada una trampa lanzadora en pozo SP-1001 que permite el piggeo del flowline. Los flowlines de los pozos SBL X-1, SBL X-2 y SBL X-3 son de 10” y el flowline del pozo SBL X-4 es de 12”. Cada una
de estas trampas tiene una válvula de seguridad diseñada por incendio seteada a 2025 psig, conexiones para drenaje y conexiones para venteo. 2.2.
ENTRADA DE PLANTA Equipos principales:
SP-1, SP-2, SP-3, SP-4, Trampas Receptoras: las trampas receptoras de los flowlines de los pozos SBL X-1, SBL X-2 y SBL X-3 tienen 345 mm de diámetro y 4.9 m de largo. La trampa del pozo SBL X-4 es de 432 mm de diámetro y 4.6 m de largo y su tag es SP-4001. Todas las trampas tienen una presión de diseño de 2025.
P-11 A/B/C, Bombas de Inyección de Inhibidor de Corrosión en los Manifolds de Entrada: son bombas neumáticas a pistón modelo LU 2.5 DC 400 P de Mirbla. Tienen una capacidad de 2.8 gph y están diseñadas a 2100 psig.
A-1 A/B/C, Aeroenfriador del Gas de Entrada: este aeroenfriador es 12.2 m de largo por 3.5m de ancho. Tiene tres bahías con un mazo de tubos cada una. Los tubos son de 1” BWG 16 y 12.2 m de largo, y tienen una presión de diseño de 1395 psig. El calor intercambiado en es del orden de los 15 MMBtu/hr. Cada bahía tiene dos ventiladores con motores de 40 HP.
A-4 A/B, Aeroenfriador del Separador de Test: este aeroenfriador es 12.2 m de largo por 3.5 m de ancho. Tiene dos bahías con un mazo de tubos cada una. Los tubos son de 1” BWG 16 y 12.2 m de largo, y tienen una presión de diseño de 1395 psig. El calor intercambiado en es del orden de los 8 MMBtu/hr. Cada bahía tiene dos ventiladores con motores de 40 HP.
F-1, Filtro Separador de Gas de Entrada: este filtro está formado por dos recipientes, uno superior y otro inferior. El recipiente superior es de 0.9 m de diámetro y posee una serie de cartuchos filtrantes/coalescentes y una caja de chicanas. El recipiente inferior es de 0.3 m de diámetro y está dividido en dos cámaras idénticas que están comunicadas de manera independiente a la parte superior del equipo. Ambos recipientes son 2.6m de largo. La presión de diseño del equipo es 1395 psig.
V-1, Separador de Gas de Entrada: es un recipiente horizontal de 2 m de diámetro y 11 m de largo. La presión de diseño de este recipiente es de 1395 psig. En el interior del recipiente se encuentran un coalescedor de placas paralelas y bafles, para favorecer la separación de las fases, y una caja de chicanas provista con un distribuidor de flujo a través de la cual sale el gas.
V-4, Separador de Test: es un recipiente horizontal de 2 m de diámetro y 11 m de largo. La presión de diseño de este recipiente es de 1395 psig. En el interior del recipiente se encuentran un coalescedor de placas paralelas y bafles, para favorecer la separación de las fases, y una caja de chicanas provista con un distribuidor de flujo a través de la cual sale el gas.
V-5, Slug Catcher: es un recipiente horizontal con una inclinación del 6.25%. Tiene dos dedos de 1 m de diámetro y 48 m de largo. La presión de diseño es de 2025 psig.
En la entrada de planta están instaladas las trampas receptoras SP-1, SP-2, SP-3 y SP-4. Cada trampa está dotada de una válvula de seguridad por incendio, seteada a 2025 psig, y facilidades para drenaje y venteo. Aguas abajo de las trampas están instaladas en cada flowline tres válvulas de seguridad para proteger las instalaciones aguas arriba de un posible bloqueo aguas abajo. Estas
válvulas fueron diseñadas para 4 MMSCMD y seteadas escalonadamente en 2025 psig y 2100 psig. La entrada del gas a la planta se realiza a través de los manifolds de producción, uno por tren, o a través del manifold de prueba o test, que se utiliza tanto para testeo de pozos como para la operación de pigging de los flowlines. Cada manifold puede recibir el gas crudo de cualquiera de los flowlines, pero un flowline no puede estar conectado simultáneamente a dos de los manifolds. La selección entre cuáles pozos se enviarán a cada manifold se realiza con las válvulas esféricas de 10” que conectan los flowlines con los manifolds. Éstas válvulas cuentan con indicadores de posición abierta-cerrada. Las bombas de inyección de inhibidor de corrosión de los manifolds de entrada P-11 A/B/C inyectan inhibidor de corrosión en todos los manifolds. Cada una de ellas está dedicada a un manifold: la P-11 A inyecta inhibidor de corrosión al manifold de producción del tren #1, la P-11 B al manifold de producción del tren #2 y la P-11 C al manifold de test. Este sistema de entrada puede operar de cuatro maneras distintas: •
Operación normal;
•
Operación durante el pigging de uno de los flowlines;
•
Operación durante un testeo;
• Operación en la que el separador de test V-4 se utiliza como spare de un separador de gas de entrada V-1. Operación normal: el gas crudo que llega a los manifolds de producción correspondientes al tren #1 y tren #2 se envía a los slug catchers 1-V-5 y 2-V-5 respectivamente. Durante esta operación las válvulas SDV-35038 y SDV-34037 deben permanecer cerradas. La válvula SDV-35027 solamente opera como by pass del slug catcher V-5, por lo que deberá estar cerrada o no de acuerdo a si se está bypasseando o no dicho equipo. Si se está bypasseando, entonces las SDV-35028 y SDV-35008 deberán estar cerradas y la SDV-38027 abierta. El tren de proceso del gas durante esta operación se puede observar en la Fig. I. Operación durante el pigging de uno de los flowlines: durante esta operación los slug catchers V-5 de ambos trenes deberán bypassearse, para lo cual las válvulas SDV-35027 deberán estar abiertas y las válvulas SDV-35028 y SDV-35008 cerradas. La producción de los flowlines a los que no se les esté realizando un pigging continuará entonces por cada tren normalmente. El flowline al que se desee realizar el pigging deberá conectarse al manifold de test. Esta operación se realiza cerrando todas las válvulas esféricas de 10” que conectan el flowline con los manifolds de producción y abriendo aquella que lo conecta al manifold de test. El gas crudo de este flowline se envía a los dos slug catchers abriendo las válvulas SDV-35038. Del mismo modo deben estar abiertas las válvulas SDV35037 para enviar luego el gas al aeroenfriador del separador de test A-4 y el separador de test V-4. Durante esta operación se deben conectar los dos slug catchers V-5 en paralelo porque se requiere manejar 100 m3 de líquidos, y cada uno de ellos fue diseñado para operar con 50 m3 de líquido.
El gas, los hidrocarburos líquidos y el agua que salen del V-4 se continúan procesando conectándolos aguas abajo de los separadores de entrada V-1. Tener en cuenta que de los cuatro flowlines habrá dos que se estén procesando en un tren, uno que se estará procesando en el otro tren y el cuarto que es al que se le estará realizando el pigging, por lo tanto, este último deberá enviarse al tren que esté operando con un solo flowline. Tener en cuenta que durante una operación de pigging la válvula de control de nivel del slug catcher V-5, LV-35006, deberá pasarse a operación manual y se deberá fijar su apertura de manera tal que el flujo a través de ella sea alrededor de 2.1 m3/h. (los 50 m3 del slug se deben procesar en no más de 24 hs.) El tren de proceso del gas durante esta operación se puede observar en la Fig. II. Operación durante un testeo: el flowline del pozo que se desee testear deberá estar conectado al manifold de test. El resto de los flowlines continuarán con su operación normalmente conectados a uno y otro tren. En este caso las válvulas SDV-35038 y SDV-35037 deberán estar cerradas, y la válvula SDV-34062, abierta. De este modo el gas proveniente del pozo a testear se envía al aero del separador de test, A-4 y luego al separador de test V-4. Las salidas del V-4 se conectan nuevamente a los trenes de producción aguas abajo de los separadores de entrada V-1, teniendo en cuenta la cantidad de pozos que se estén procesando en cada tren. El tren de proceso del gas durante esta operación se puede observar en la Fig. III. Operación en la que el separador de test V-4 se utiliza como spare de un separador de gas de entrada V-1: para ser utilizado de esta forma, el separador de test V-4 fue diseñado para la misma capacidad que los separadores de gas de entrada V-1. Esta capacidad es de 6.7 MMSCMD. No ocurre lo mismo con el aeroenfriador del separador de test A-4 que fue diseñado para 4 MMSCMD. Para que el separador de test V-4 pueda operar como spare de un separador de gas de entrada V-1, se debe utilizar el aeroenfriador del gas de entrada del tren cuyo separador de gas de entrada V-1 se está bypasseando. Durante esta operación las válvulas SDV-35038, SDV-35037 y SDV-34062 deben estar cerradas. Las válvulas SDV-35028 y SDV-35008 deben estar abiertas, y deben estar abiertas también las válvulas manuales que conectan al separador de test V-4 con el tren0 cuyo separador de gas de entrada V-1 esté fuera de servicio. Los bloqueos del separador de gas de entrada V-1 que esté fuera de servicio deben estar cerrados. De este modo, el gas de los flowlines llega al slug catcher V-5, pasa por el aeroenfriador del gas de entrada A-1 y luego se lo deriva al separador de test V-4 que estará conectado al tren de operación que corresponda según el separador de gas de entrada V-1 que se está bypasseando. El tren de proceso del gas durante esta operación se puede observar en la Fig. IV. Para el diseño del separador de test V-4 se tuvieron en cuenta las diferentes maneras de operación de la unidad de entrada de planta. Para la operación durante un testeo el turndown requerido en el separador de test V-4 es de 0.5 a 4
MMSCMD de gas en especificación y para la operación en la que el separador de test V-4 opera como spare de un separador de gas de entrada V-1 se requiere que tenga una capacidad de procesamiento de gas de 6.7 MMSCMD. Por lo tanto, el turndown del separador de test V-4 es de 0.5 a 6.7 MMSCMD. De la misma manera, las válvulas y los instrumentos de medición de caudal de las líneas de salida de este equipo, se diseñaron para poder manejar esas diferencias de caudales.
SDV-35027
10”
SDV-35028
1-V-1 1-A-1
SDV-35037
SDV-35038
10”
SDV-35008
1-V-5
V-4
SDV-34062
10”
SDV-35037
SDV-35038
A-4
Manifold de test
Manifold tren #2
Manifold tren #1
10”
SDV-35028
2-V-5
2-V-1
SDV-35008
2-A-1
SDV-35027
Tren #1 Tren #2
Fig. I
SDV-35027
10”
SDV-35028
1-V-1 1-A-1
SDV-35037
SDV-35038
10”
SDV-35008
1-V-5
V-4
SDV-34062
10” 10”
SDV-35028
SDV-35037
SDV-35038
A-4
2-V-5
2-V-1
SDV-35008
2-A-1
Manifold de test
Manifold tren #2
Manifold tren #1
Pigging SDV-35027
Tren #1 Tren #2
Fig. II
SDV-35027 SDV-35028
SDV-35008
10”
1-V-5
1-A-1 SDV-35037
SDV-35038
10”
1-V-1
V-4
SDV-34062
10”
SDV-35037
SDV-35038
A-4
SDV-35028 10”
2-V-5
2-V-1
SDV-35008
2-A-1
Manifold de test
Manifold tren #2
Manifold tren #1
Test SDV-35027
Tren #1 Tren #2
Fig. III
SDV-35027
10”
SDV-35028
1-V-1 1-A-1
SDV-35037
SDV-35038
10”
SDV-35008
1-V-5
V-4
SDV-34062
10”
Manifold de test
Manifold tren #2
Manifold tren #1
10”
SDV-35028
SDV-35037
SDV-35038
A-4
2-V-5
SDV-35027
2-V-1
SDV-35008
2-A-1 Tren #1 Tren #2
Fig. IV
Los slug catchers V-5 fueron diseñados, como se explicó anteriormente, para una capacidad de 50m3 de líquido. El sistema aguas abajo de los slug catchers V5: los aeroenfriadores del gas de entrada A-1 A/B/C, los separadores de gas de entrada V-1 y la válvula LV-35006, fue sobrediseñado de modo tal que esos 50m3 de líquido se procesaran en un tiempo máximo de 24 hs. Los slug catchers V-5 están dotados de válvulas de seguridad diseñadas por incendio y seteadas a 2025 psig. Estas válvulas protegen los equipos y cañerías entre los manifolds de entrada y los aeroenfriadores del gas de entrada A-1 y el aeroenfriador del separador de test A-4. Aguas arriba de la salida de los slug catchers V-5 se utilizaron para el diseño accesorios de serie 900#, y aguas abajo de la salida de los slug catchers V-5 se utilizó serie 600#. Es en este punto donde se produce la primer reducción importante de presión. Los aeroenfriadores del gas de entrada A-1 y el aeroenfriador del separador de test A-4 están protegidos cada uno por válvulas de seguridad seteadas a 1395 psig. Estas válvulas se diseñaron considerando la posibilidad de que alguna válvula aguas arriba pudiera trabarse abierta. Tanto en los aeroenfriadores del gas de entrada A-1 como en el aeroenfriador del separador de test A-4, la temperatura de salida del gas es de 125 °F y se controla con variadores de velocidad en los motores de los aeroenfriadores. En los separadores de gas de entrada V-1 y en el separador de test V-4 se separan las tres fases: el gas, los hidrocarburos líquidos y el agua. Para favorecer la separación entre los hidrocarburos líquidos y el agua, estos recipientes tienen un bafle que permite pasar al otro lado del mismo la fase más liviana, es decir los hidrocarburos. El agua queda retenida en la parte anterior a dicho bafle. A cada lado del bafle, estos separadores tienen controladores de nivel que actúan las válvulas a través de las cuales se envía cada fase a la siguiente etapa del proceso. Estos separadores poseen además válvulas de seguridad diseñadas por incendio, seteadas a 1395 psig. La presión de operación de estos separadores es de 1240 psig y está controlada por PIC-45009 que actúa sobre la PV-45009 solamente si detecta una sobrepresión. Esta válvula está instalada sobre una línea que se conecta directamente con el sistema de venteo. El gas que sale del separador de gas de entrada V-1 se envía al filtro separador de gas de entrada F-1. Cada tren cuenta con un filtro separador de gas de entrada F-1 de spare. El caudal de gas que ingresa al filtro separador de gas de entrada F-1 se monitorea con el transmisor multivariable MVT-45009. La señal de presión del transmisor actúa sobre la válvula de control de presión PV-45009 que atraviesa el gas al salir y por medio de la cual se regula la presión de operación del separador de gas de entrada V-1 en 1255 psig. En el filtro separador de gas de entrada el gas atraviesa en primera instancia una serie de cartuchos filtrantes/coalescentes y en segunda etapa una caja de chicanas. Este filtro posee indicador de presión diferencial, PDT-02003, con alarma por alta presión diferencial que señala la colmatación de los elementos filtrantes/coalescentes. El líquido separado en estos filtros se recoge en dos cámaras ubicadas en el recipiente inferior y es enviado, a través de válvulas de control de nivel LV-02004 y LV-02005 ubicadas en cada una de las cámaras, al separador flash de condensados V-8, del sistema de estabilización de gasolina. Aguas abajo de esta salida de líquidos condensados se encuentra un cambio de serie de 600# a 300#.
Los filtros separadores de gas de entrada F-1 A/B poseen además válvulas de seguridad por fuego seteadas a 1395 psig. Los hidrocarburos líquidos libres de agua que se separan en el separador de gas de entrada V-1 se envían al separador flash de condensado V-8. El caudal de esta corriente se mide con el FE-01014 y se transmite con el transmisor de caudal FT-01014. Este caudal está regulado por el lazo de control entre el nivel de líquido, a través del trasmisor de nivel LT-01015, y la válvula de salida de hidrocarburos líquidos, LV-01015. Aguas abajo de la salida de estos hidrocarburos, en la SDV-01018, se encuentra un cambio de serie de serie 600# a 300#. En caso de detectar un problema en la unidad de estabilización y que se desee interrumpir la alimentación de condensado a la misma, existe la posibilidad de enviar el condensado al knock out drum de antorcha V-18 cerrando la SDV-01018 y abriendo la SDV-01023. Las líneas en las que están instaladas estas SDVs están diseñadas para manejar el mismo caudal. Por último, el agua que se separa en el separador de gas de entrada V-1 se envía al separador de aguas oleosas V-22, que es común a ambos trenes. El caudal de esta corriente se mide con el FE-01013 y se transmite con el transmisor de caudal FT-01013. Este caudal está regulado por el lazo de control entre el nivel de interfase de hidrocarburo líquido y agua, a través del trasmisor de nivel LT01009, y la válvula de salida de agua, LV-01009. Aguas abajo de la salida del agua, en la SDV-01019, se encuentra un cambio de serie de serie 600# a 150#. La SDV-01019 se cierra por muy bajo nivel de interfase hidrocarburo líquidoagua para evitar el pasaje de gas a través de la línea 01003. El separador de test V-4, al estar preparado para operar como spare de los separadores de gas de entrada V-1, cuenta con las mismas protecciones y los mismos controles que los separadores de gas de entrada V-1. En particular, el separador de test V-4 cuenta además con una válvula de control de presión, la PV-45004A, para lograr distintas presiones de operación durante un testeo. Cuando el separador de test V-4 esté operando como spare de un separador de gas de entrada V-1, la presión de salida del gas del separador de test V-4 no debe regularse, de la misma manera que no se regula la presión de salida del gas de los separadores de gas de entrada V-1. En este caso, se utiliza para el flujo del gas de salida del separador de test V-4 la línea de 16” que bypassea la PV45004A. 2.3.
UNIDAD DE AJUSTE DE PUNTO DE ROCÍO La unidad de ajuste de punto de rocío en cada tren está dividida en dos subtrenes, que se diseñaron para procesar el 50% de la producción de cada tren: 3.35 MMSCMD de gas en especificación, gas de venta. Cada uno de los subtrenes cuenta con un intercambiador gas-gas E-1, un intercambiador gasgasolina E-3, un chiller E-2, un separador frío V-2 y un filtro separador de gas de salida F-2, una válvula de shutdown de entrada al subtren, SDV-07001A y B y una válvula de shutdown de salida del subtren, SDV-07012A y B. Del gas proveniente del filtro separador de gas de entrada F-1 se separa entre un 25% y un 45% del caudal y se lo envía a la unidad de endulzamiento. El resto del caudal se dirige directamente hacia la unidad de ajuste de punto de rocío, en donde se separa en los subtrenes A y B. El caudal de entrada a la unidad de endulzamiento se mide a la salida de la unidad y se controla a través del controlador de caudal FIC-16030 abriendo o cerrando el by-pass de la unidad de endulzamiento con la FV-16030.
La descripción del proceso se realiza para uno de los subtrenes, el subtren A, siendo igualmente válida para el subtren B. Equipos principales:
E-1 A/B/C, Intercambiador Gas-Gas: es un intercambiador de casco y tubo que tiene tres carcasas en serie. Cada carcasa es de 0.93 m de diámetro y 15.2 m de largo. Los tubos son de ¾” BWG 16. En los cabezales el intercambiador cuenta con boquillas de dispersión que se utilizan para inyectar MEG. El calor intercambiado es 22 MMBtu/h. La presión de diseño de los tubos y el casco es de 1395 psig.
E-2, Chiller: es un intercambiador evaporador de propano. El gas circula por un mazo de tubos sumergido en propano líquido. El evaporador tiene 1.45 m de diámetro y los tubos son tubos en U de ¾” BWG 14 de 6 m de largo. El cabezal de los tubos tiene una boquilla de dispersión para inyectar MEG. El evaporador tiene dos placas deflectoras con las que choca el propano vapor antes de abandonarlo y una serie de boquillas por las que se inyecta propano vapor directamente de la descarga del compresor. Este equipo cuenta también con una bota de 0.3 m de diámetro y 0.5 m de alto en la que se separa el aceite del compresor que pudiera haber arrastrado el propano. La bota cuenta además con un serpentín. El calor intercambiado es de 3.7 MMBtu/h y la presión de diseño es de 1395 psig en los tubos y 250 psig en el evaporador.
E-3 A/B, Intercambiador Gas-Gasolina: es un intercambiador de casco y tubo que tiene dos carcasas en serie. Cada carcasa es de 0.26 m de diámetro y 15.2 m de largo. Los tubos son de ¾” BWG 16. En los cabezales el intercambiador cuenta con boquillas de dispersión que se utilizan para inyectar MEG. El calor intercambiado es 2.4 MMBtu/h. La presión de diseño de los tubos y el casco es de 1395 psig.
F-2, Filtro Separador de Gas de Salida: es un filtro vertical con dos cámaras, una cámara inferior y otra superior. En la cámara superior se encuentran elementos ciclónicos fijos que no requieren recambio para separar partículas líquidas y sólidas. El recipiente es de 0.66 m de diámetro y 3.6 m de longitud entre tangentes. La presión de diseño de este equipo es de 1395 psig.
V-2, Separador Frío: es un separador trifásico horizontal que tiene una bota en la que se separa el MEG que fue inyectado previamente en el proceso. Tiene un demister en la salida del gas y un coalescedor que favorece la separación de fases en la entrada. El recipiente es de 1.5 m de diámetro y 9.2 m de largo. La bota, que cuenta con un serpentín, es de 0.9 m de diámetro y 1.15 m de alto. La presión de diseño del equipo es de 1395 psig.
El caudal de gas que entra a cada subtren de la unidad de ajuste de punto de rocío se monitorea con los MVT-07002 A/B de acuerdo al subtren. Este caudal se divide para ingresar a los intercambiadores gas-gas E-1 A/B/C e intercambiadores gas-gasolina E-3 A/B. La distribución del gas entre estos intercambiadores se realiza controlando la temperatura de entrada de gasolina al separador flash de gasolina V-3, a través de un lazo en cascada de temperaturacaudal. Los controladores involucrados en el lazo son el TIC-08021 y el FIC07003. Con este control se logra el mejor aprovechamiento del frío de la gasolina.
En el intercambiador gas-gas E-1 A/B/C el gas proveniente del filtro separador de gas de entrada F-1 entrega calor en contracorriente al gas en especificación que sale del separador frío V-2, y en el intercambiador gas-gasolina E-3 A/B se enfría aprovechando la baja temperatura de la gasolina que se obtiene en el mismo separador. En los cabezales de cada uno de estos intercambiadores se inyecta MEG a través de boquillas de dispersión para deshidratar al gas que se está enfriando. Tanto el intercambiador gas-gas E-1 A/B/C como el intercambiador gas-gasolina E-3 A/B cuentan con transmisores de presión diferencial en el lado tubos y en el lado carcasa con alarma por alta presión diferencia. El gas frío que sale de los intercambiadores gas-gas E-1 A/B/C se une con el gas que sale de los intercambiadores gas-gasolina E-3 A/B e ingresa a los tubos del chiller E-2 A. En el chiller E-2 A el gas continúa enfriándose hasta – 15 °C mediante la evaporación de propano. En el cabezal del mazo de tubos del chiller E-2 A se inyecta MEG al gas para deshidratarlo. El mazo de tubos cuenta con un trasmisor de presión diferencial con alarma por alta presión diferencial que indica el posible ensuciamiento o taponamiento de alguno de los tubos. La presión del tren de enfriamiento se mantiene lo más alta posible con el controlador de presión PIC-03021 que actúa sobre la válvula Joule-Thomson PV-03021. La presión aguas abajo de esta válvula se deja fluctuar de acuerdo a la presión en que se esté operando el gasoducto, y aguas arriba de la misma se la trata de mantener lo más alta posible. De este modo se logra, en la válvula Joule-Thomson, el mayor aprovechamiento de la presión para continuar enfriando el gas por expansión. El salto de presión que se logra en la válvula Joule-Thomson durante la operación normal es de aproximadamente 76 psi con lo que se logra disminuir la temperatura del gas 2.5°C más. Como resultado final, se obtienen a la entrada del separador frío V-2 –17.5°C. El propano vapor sale del chiller E-2 A chocando contra dos placas deflectoras para evitar arrastrar gotas de propano líquido. El nivel de propano se controla con el LT-03003 y la válvula LV-03003, que es la que regula la entrada de propano líquido al chiller E-2 A. Al atravesar esta válvula el propano se enfría hasta su punto de burbuja a la presión de operación del equipo, que es de 20 psig, e ingresa al chiller E-2 A. Una porción de la corriente de propano líquido bypassea la LV-03003 y permanece caliente para entregar su calor, a través del serpentín de la bota, al aceite del compresor separado en ella. Luego se une nuevamente con la corriente fría de propano para ingresar al chiller E-2 A. El chiller E-2 A posee también una serie de boquillas por las que se inyecta propano vapor caliente directamente de la descarga del compresor. Esta inyección se utiliza únicamente cuando se está procesando un caudal bajo de gas, dado que la cantidad de propano que se evaporaría en este caso, sería menor que aquella para la cual se diseñó el compresor. Dado que la presión de diseño del lado tubos es de 1395 psig y la del lado carcasa es de 250 psig, el chiller E-2 A cuenta con válvulas de seguridad diseñadas para rotura de tubos y seteadas a 250 psig. El gas frío que sale del chiller E-2 A se envía al separador frío V-2 A, donde se separan el gas residual, la gasolina y la solución de MEG diluida. El gas residual abandona el separador frío V-2 A atravesando un demister que retiene cualquier partícula líquida que pudiera ser arrastrada por el gas, e ingresa al filtro separador de gas de salida F-2 A en el que se separan partículas sólidas
y líquidas de hasta 3 µ m. Este filtro posee dos cámaras, una inferior y una superior. En la cámara superior se encuentran elementos ciclónicos fijos, que no requieren recambio, y que favorecen la coalescencia de las gotas de gasolina que aún pudiera tener el gas. Este filtro está ubicado aguas abajo del separador frío V-2 porque es más fácil separar las partículas líquidas del gas frío. La gasolina colectada en las cámaras superior e inferior del filtro separador de gas de salida F-2 es enviada al separador flash de gasolina V-3 a través de las válvulas LV-04037 y LV-04036 respectivamente. Una vez filtrado, el gas se dirige al intercambiador gas-gas E-1 A/B/C para enfriar la corriente de gas de entrada a la unidad de ajuste de punto de rocío y dirigirse a la salida de planta. La gasolina que se separa en el separador frío V-2 A intercambia calor con el gas de entrada en el intercambiador gas-gasolina E-3 A/B y luego se envía al separador flash de gasolina V-3. El nivel de gasolina en el separador frío V-2 A se controla con el trasmisor de nivel LT-04001 y la válvula LV-04001, que es la que regula el caudal de salida de la gasolina de este separador. Si la gasolina estuviera fuera de especificación y se quisiera reprocesar, existe la posibilidad de hacerlo a través de una derivación de la línea de salida de gasolina del separador frío V-2 que se conecta directamente con el knock out drum de antorcha V-18. Esta derivación está ubicada aguas abajo de la válvula de control de nivel LV-04001. La solución diluida de MEG se obtiene en la bota del separador frío V-2 A. Esta bota cuenta con un serpentín por el que circula el MEG pobre proveniente de la unidad de regeneración de MEG y que se encuentra a mayor temperatura que el MEG rico. Este intercambio se realiza para evitar que la viscosidad del MEG rico aumente considerablemente por las bajas temperaturas. Para mantener un nivel de interfase en la bota del separador frío V-2 A entre el MEG rico y la gasolina, se dispone del trasmisor de nivel LT-04012 y la válvula LV-04012. El separador frío V-2 A dispone de válvulas de seguridad diseñadas por incendio y seteadas a 1395 psig. 2.4.
UNIDAD DE ENDULZAMIENTO El endulzamiento del gas se realiza mediante una absorción con amina. Cada tren cuenta con una unidad de amina que puede procesar entre el 25% y el 45% del caudal total de gas que se procesa en él, que corresponden aproximadamente a 1.7 MMSCMD y 3 MMSCMD. Equipos principales:
A-403 A/B, Aeroenfriador de Amina Pobre: es un aeroenfriador de 11m de largo por 3.5m de ancho. Tiene dos bahías con un mazo de tubos cada una. Los tubos son de 1” BWG 14 y 11m de largo, y tienen una presión de diseño de 150 psig. El calor intercambiado en es del orden de los 18 MMBtu/hr. Cada bahía tiene dos ventiladores con motores de 30 HP.
A-404, Aerocondensador de Torre Regeneradora de Amina: es un aeroenfriador de 11m de largo por 3m de ancho. Tiene solamente una bahía con un mazo de tubos. Los tubos son de 1” BWG 16 y 11m de largo, y tienen una presión de diseño de 50 psig. El calor intercambiado en es del orden de los 7.4 MMBtu/hr. La bahía tiene dos ventiladores con motores de 20 HP.
E-401 A/B, Intercambiador Amina Rica-Amina Pobre: es un intercambiador de 49 placas paralelas, de 1.65m de alto, 0.53m de ancho y 0.19m de profundidad. El calor intercambiado es aproximadamente 6.8 MMBtu/h y la presión de diseño del equipo es de 150 psig.
E-402, Reboiler de Torre Regeneradora de Amina: es un intercambiador vertical de tipo termosifón. La carcasa tiene 1.1 m de diámetro y 4.9 m de largo. Los tubos son de ¾” BWG 16. El calor intercambiado es de 27 MMBtu/h. La presión de diseño del lado tubos es de 50 psig y la del lado carcasa 85 psig.
E-410, Intercambiador Gas Ácido-Gas Dulce: es un intercambiador horizontal de casco y tubo. El casco tiene 0.8 m de diámetro y los tubos son de ¾” BWG 14 y 4.5m de largo. El calor intercambiado es de 5.6 MMBtu/h. La presión de diseño del lado tubos es de 1393 psig y la del lado carcasa 1395 psig.
F-402, Filtro Coalescedor de Gas Ácido de Entrada: es un filtro vertical coalescedor que está dividido en dos cámaras, una inferior y otra superior. La cámara inferior posee un dispositivo de entrada para favorecer la coalescencia de las gotas que ingresan con el gas. El filtro tiene un diámetro de 0.8 m y 2.75 m de alto. La presión de diseño del filtro es de 1395 psig.
F-403, Filtro Coalescedor de Gas Dulce de Salida: es un filtro coalescente vertical de 0.8 m de diámetro y 2.75 m de alto, que está dividido en dos cámaras, una inferior y otra superior. La presión de diseño del filtro es de 1393 psig.
F-408, Pre-Filtro de Partículas de Amina Rica: es filtro mecánico vertical de 0.9 m de diámetro y 1.25 m de alto que remueve partículas sólidas de tamaño mayor a 5 µ . La presión de diseño del filtro es de 150 psig y está construido en acero inoxidable.
F-409, Filtro de Carbón Activado de Amina Rica: es un filtro vertical de 3.25 m de diámetro y 4.8 m de altura. Está relleno de carbón activado y tiene conexiones para permitir el contralavado del mismo con agua tratada. La presión de diseño del filtro es de 150 psig.
F-410, Post-Filtro de Partículas de Amina Rica: es filtro mecánico vertical de 0.9 m de diámetro y 1.25 m de alto que remueve partículas sólidas de tamaño mayor a 5 µ . La presión de diseño del filtro es de 150 psig y está construido en acero inoxidable.
P-401 A/B, Bombas Booster de Amina Pobre: son bombas centrífugas modelo In Line 4x3V-13 de Flowsere Durco Pumps. Se diseñaron para operar con un caudal de 500 gpm y elevar al fluido una altura de 140 ft. Tiene un motor eléctrico de 40 HP.
P-404 A/B, Bombas de Reflujo de la Torre Regeneradora de Amina: son bombas centrífugas modelo In Line 2x1.5V-6 de Flowserve Durco Pumps. Se diseñaron para operar con un caudal de 30 gpm y elevar al fluido una altura de 113 ft. Tiene un motor eléctrico de 5 HP.
P-406 A/B/C, Bombas de Amina Pobre: son bombas centrífugas de 10 etapas modelo DVMX 3x4x9 B de Flowserve. Se diseñaron para operar con un caudal de 256 gpm y elevar al fluido una altura de 2848 ft. Tiene un motor eléctrico de 360 HP. Estas bombas cuentan con dispositivos de seguridad que la protegen por alta temperatura de los cojinetes, alta temperatura del bobinado
y carcasa del motor, alta vibración, pérdida del fluido del sello, alta y baja presión de descarga y muy baja presión de succión.
P-420, Bombas del Tanque Sumidero de Amina: son bombas de cavidad progresiva modelo E2DS 600 de Bornemann Pumps, diseñadas para operar con 26.5 gpm y elevar al fluido una altura de 195 ft. Tiene un motor eléctrico de 5.5 HP.
P-430 A/B, Bombas de Antiespumante: son bombas neumáticas a pistón modelo LU 3.1 DC 800 P de Mirbla. Se diseñaron para operar con 5.5 gph y con una presión de descarga de 1335 psig.
T-401, Torre Contactora de Amina: es una torre contactora de 1.7 m de diámetro y 18.3 m de altura cilíndrica. Tiene 20 platos de un paso construidos en acero al carbono con válvulas construidas en acero inoxidable. La torre tiene en el tope un demister para evitar el arrastre de gotas y 1” de espesor de aislación hasta los 12.2 m de altura. La presión de diseño de la torre es de 1393 psig.
T-403, Torre Regeneradora de Amina: es una columna de destilación de 2 m de diámetro y 21.3 m de altura. El tercio superior está construido en acero inoxidable y el resto es de acero al carbono. Tiene 22 platos de válvulas de acero inoxidable. La presión de diseño de la torre es de 50 psig.
T-404, Columna Lavadora del Flash de Amina: es una torre rellena con anillos Nutre 0.7 de 316L, que está colocada sobre el separador flash de amina V-404. Tiene 0.3 m de diámetro y 3 m de altura. En el tope tiene un demister para evitar el arrastre de gotas. La presión de diseño es de 150 psig.
TK-409, Tanque de Almacenaje de Amina: es un tanque API construido en acero al carbono de 6.4 m de diámetro y 5.05 m de altura, diseñado para contener 150 m3 de amina fresca. Tiene un blanketing de 50 mmca, venteo seteado a 75 mmca y una válvula de presión y vacío seteada a 85/-22 mmca.
TK-421, Tanque de Almacenaje de Agua Tratada: es un tanque API de acero al carbono pintado interiormente con epoxi, de 7.9 m de diámetro y 5.05 m de altura, diseñado para contener 150 m3 agua.
V-403, Separador de Gas Dulce: es un recipiente horizontal de 1.3 m de diámetro y 7.2 m de longitud entre tangentes. Tiene un demister en la salida de gas y presión de diseño de 1393 psig.
V-404, Separador Flash de Amina: es un separador trifásico horizontal de 1.9 m de diámetro y 9 m de longitud entre tangentes. Cuenta con un skimmer manual para drenar la fase líquida superior, que son hidrocarburos condensados, y con un visor de flujo. Tiene gas de blanketing a 74 psig. La presión de diseño es de 150 psig.
V-405, Acumulador de Reflujo de la Regeneradora de Amina: es un recipiente horizontal de acero inoxidable 316L, de 0.9 m de diámetro y 2.5 m de longitud entre tangentes. Tiene un demister en la salida de gas y un skimmer manual con visor de flujo en la cañería por la que se descargan los hidrocarburos condensados que puedan aparecer en el reflujo. La presión de diseño del recipiente es de 50 psig.
V-410, Knock Out Drum de Gas Ácido: es un recipiente horizontal de 1.2 m de diámetro y 4 m de longitud entre tangentes. La presión de diseño de 30 psig.
V-414, Pulmón de Amina: es un recipiente horizontal de 1.9 m de diámetro y 7.8 m de longitud. Tiene un blanketing de 43 psig, venteo a 50 psig a flare y una presión de diseño de 150 psig.
La corriente de gas de entrada a la unidad de amina se filtra en el filtro coalescedor de gas ácido de entrada F-402. Este es un filtro coalescedor en el que se remueven las pequeñas gotas de líquido arrastrado que forman aerosoles o nieblas, y las partículas sólidas superiores a 0,3 µ . El filtro tiene dos cámaras; la cámara inferior, que es por la que ingresa el gas y en la que se recogen las partículas grandes de líquido, y la cámara superior que es en la que se encuentran los elementos filtrantes. Como el gas fluye a través de los elementos filtrantes, el líquido residual coalesce y forma gotas más grandes que caen hacia el fondo de la cámara superior. El líquido que se acumula en ambas cámaras se envía al separador flash de condensados V-8. Para asegurarse un determinado nivel de líquido en las dos cámaras, cada una cuenta con un controlador de nivel que actúa sobre las válvulas de salida de condensados hacia el separador flash de condensado V-8. Estas válvulas son las LV-16008 para la cámara superior y la LV-16012 para la cámara inferior. Las dos válvulas se cierran por muy bajo nivel de líquido en las cámaras. El filtro coalescedor de gas ácido de entrada F-402 cuenta con válvulas de seguridad diseñadas por incendio y seteadas a 1395 psig y un transmisor de presión diferencial con alarma por alta presión diferencial PDT-16009 que indica la colmatación de los elementos filtrantes. Este filtro cuenta también con una conexión de by pass que permite continuar operando la planta durante el cambio de los elementos filtrantes. Aguas abajo de la unión de las líneas por las que sale el condensado de las cámaras del filtro coalescedor de gas ácido de entrada F-402, se encuentra un cambio de serie de 600# a 300#. Una vez filtrado, el gas se precalienta en el intercambiador gas ácido-gas dulce E-410 con la corriente de gas dulce que sale por el tope de la torre contactora de amina T-401. Cuando la temperatura del gas que abandona el filtro coalescedor de gas ácido de entrada F-402 es suficientemente alta, una parte de la corriente de gas dulce del tope de la torre contactora de amina T-401 puede bypassear al intercambiador gas ácido-gas dulce E-410. Dentro de la torre contactora de amina T-401 el gas fluye en dirección vertical ascendente a través de los platos en los que entra en contacto con la solución de amina que fluye en dirección contraria. Para que evitar la condensación de hidrocarburos dentro de la torre, se requiere que la temperatura de la amina pobre que ingresa por el tope sea 9°F mayor que la temperatura del gas ácido que ingresa por le fondo. Esta diferencia de temperatura se controla con el TDIC-37049. La torre contactora de amina T-401 cuenta también con un transmisor de presión diferencial con alarma por alta presión diferencial PDT37001 que detecta problemas dentro de la misma, como formación de espuma, y trasmisores de temperatura para establecer el perfil de temperatura dentro de ella. Por el tope de la torre contactora de amina T-401 se obtiene el gas dulce o gas tratado que se encuentra saturado en agua por el contacto con la solución de amina. El agua que contiene el gas condensa al enfriarse en el intercambiador gas ácido-gas dulce E-410. Esta corriente de gas y agua se envía al separador de gas dulce V-403 donde se separan el agua y pequeñas cantidades de solución de amina de la corriente de gas dulce. El líquido separado se dirige al separador
flash de aminas V-404 a través de la válvula LV-16018 que está actuada por el controlador de nivel LT-16018 y que se cierra por muy bajo nivel. El separador de gas dulce V-403 se diseñó con una capacidad lo suficientemente grande como para recibir la amina de la torre contactora de amina T-401 en caso que se forme espuma en la misma. El gas dulce sale del separador de gas dulce V-403 y se filtra en el filtro coalescedor de gas dulce de salida F-403 antes de inyectarse en la línea de entrada a la unidad de ajuste de punto de rocío. Este filtro de la salida de la unidad es similar al filtro coalescedor de gas ácido de entrada F-402 y cuenta con los mismos controles de nivel y presión diferencial. El hecho de tener este filtro coalescedor a la salida de la unidad de endulzamiento, reduce el consumo de amina porque disminuye el arrastre de la misma con el gas dulce. Este filtro coalescedor de gas dulce de salida F-403 también tiene válvula de seguridad diseñada por fuego y seteada a 1393 psig. Este filtro cuenta también con una conexión de by pass que permite continuar operando la planta durante el cambio de los elementos filtrantes. Por el fondo de la torre contactora de amina T-401 se recoge la solución de amina rica en dióxido de carbono, y se envía al separador flash de amina V-404 a través de las válvulas LV-37010 donde se produce un gran salto de presión y un cambio de serie de 600# a 150#. Estas válvulas reciben la señal del trasmisor de nivel LT-37010. Aguas arriba de las LV-37010 se encuentra la SDV-37105 donde se realiza el cambio de material de acero al carbono a acero inoxidable, debido al incremento del potencial de corrosión por la presencia de CO2 libre. Entre la torre contactora de amina T-401 y el intercambiador gas ácido-gas dulce se encuentran dos válvulas de seguridad diseñadas por incendio y seteadas a 1393 psig. El separador flash de amina V-404 es un separador trifásico que permite la separación del gas de flash, de cualquier hidrocarburo líquido condensado en la torre contactora de aminas T-401 y de la amina rica. El gas de flash asciende hacia la columna lavadora del flash de amina T-404. Dentro de dicha columna el gas de flash es tratado en un lecho de relleno desordenado con una pequeña corriente de amina pobre proveniente de la descarga de las bombas de amina pobre P-406 A/B/C y cuyo caudal está regulado por una válvula aguja ubicada aguas abajo de la placa orificio RO18001 en la línea de entrada de amina pobre a la columna lavadora del flash de amina T-404. La amina pobre absorbe el dióxido de carbono del gas de flash y luego se mezcla con la amina rica que se encuentra en el separador flash de amina V-404. El gas tratado sale por el tope de la columna lavadora del flash de amina T-404 a través de la PV-18006. Esta válvula recibe señales del controlador de presión PIC-18006, que controla la presión del flash, y del trasmisor de presión PT-18006 que controla la presión de entrada a los quemadores del horno de aceite térmico H-201. Para mantener la presión de operación del flash, se cuenta también con la válvula PV-18007 que alivia la sobrepresión del flash descargando directamente al sistema de venteos. Los hidrocarburos líquidos acumulados en el separador flash de amina V-404 pueden ser drenados manualmente y enviados al sistema de drenajes presurizados utilizando las válvulas skimmer que están localizadas a un costado del separador. La línea de salida de hidrocarburos líquidos que se dirigen al sistema de drenajes cuenta con un visor de flujo.
El nivel de líquidos del separador flash de amina V-404 se controla con el controlador de nivel LT-37017 que regula la apertura de la LV-37017 ubicada inmediatamente aguas arriba de la entrada de la amina rica a la torre regeneradora de amina T-403. Este separador cuenta también con válvulas de seguridad diseñadas considerando la traba abierta de las válvulas LV-37010 y seteadas a 150 psig. La amina rica sale por el fondo del separador flash de amina V-404 y se envía a al pre filtro de partículas de amina rica F-408, donde se remueven partículas sólidas de tamaño mayor a 5 µ . Luego ingresa al filtro de carbón activado de amina rica F-409 que es un filtro cuyo relleno de carbón activado permite remover los hidrocarburos pesados y las impurezas solubles y productos de degradación de la solución de amina a través de su superficie activa. Esto reduce la tendencia de la amina a la formación de espuma. Dentro de este filtro la amina rica es forzada a fluir hacia abajo a través de un lecho de 4m de profundidad. Finalmente la amina se filtra en el post filtro de partículas de amina rica F-410 que es similar al pre filtro de partículas de amina rica F-408 y se utiliza para remover las partículas de carbón activado que pudieran escaparse del filtro de carbón activado de amina rica F-409. Todos estos filtros disponen de trasmisores de presión diferencial con alarma por alta presión diferencial que indican la colmatación de los elementos filtrantes, en el caso de los filtros de partículas de amina rica F-408 y F-410, y taponamiento, que no necesariamente implica pérdida de actividad, en el filtro de carbón activado de amina rica F409, que se puede solucionar realizando un contralavado. Cuentan también válvulas de seguridad diseñadas por fuego y seteadas a 150 psig. En los trenes de procesos #1 y #2 el pre filtro de partículas de amina rica F-408, el filtro de carbón activado de amina rica F-409 y el post filtro de partículas de amina rica F-410 están separados en dos subtrenes cada uno diseñado al 100% de la capacidad de procesamiento de cada tren. Una vez filtrada la amina rica se precalienta en el intercambiador amina ricaamina pobre E-401 y se envía a la torre regeneradora de amina T-403 a la cual la amina rica ingresa por encima del tercer plato. El intercambiador amina ricaamina pobre E-401 cuenta con trasmisores de presión diferencial con alarma por alta presión diferencial en las líneas de amina rica y en las de amina pobre. También cuenta con válvulas de seguridad para alivio térmico del caudal que pudiera quedar atrapado en las placas del intercambiador, tanto de amina rica como de amina pobre. La presión de set de estas válvulas es de 150 psig. Cada tren de procesos, tren #1 y tren #2, cuenta con dos intercambiadores de amina rica- amina pobre E-401 que están diseñados para procesar cada uno el 50% de la capacidad de un tren. En la torre regeneradora de amina T-403 el dióxido de carbono absorbido por la amina en la torre contactora de amina T-401 es desorbido de la solución de amina rica con el vapor de agua que se genera en el reboiler de la torre regeneradora de amina E-402. El caudal de aceite térmico del reboiler se controla con el controlador de caudal FIC-31019. Este controlador trabaja en un lazo en cascada entre la temperatura del tope de la torre regeneradora de amina y el caudal de aceite térmico que sale del reboiler de la torre regeneradora de amina E-402. La presión de operación de la torre regeneradora de amina T-403 se mantiene en 24 psig por medio de la válvula de control de presión PV-21010 ubicada aguas abajo del acumulador de reflujo de la regeneradora de aminas V-405. Además
cuenta con blanketing seteado a 3 psig para evitar ingreso de aire, que pueda degradar la amina, durante una parada. La torre cuenta con válvulas de seguridad diseñadas por pérdida de los motores del aerocondensador de la torre regeneradora de amina A-404 y seteadas a 50 psig y con un transmisor de presión diferencial con alarma por alta presión diferencial que indica la posible formación de espuma dentro de la torre. Por el fondo de la torre regeneradora de amina T-403 sale la amina pobre regenerada y por el tope de la misma sale el dióxido de carbono saturado en agua. La amina pobre se envía por medio de las bombas booster de amina pobre P-401 al intercambiador amina rica-amina pobre E-401. Estas bombas cuentan con un variador de velocidad con el que se regula el caudal de descarga de las mismas en función del nivel de líquido en la torre regeneradora de amina T-403. Antes de ingresar al intercambiador amina rica-amina pobre E-401 la amina pobre se filtra en el filtro canasto de amina pobre F-407. La amina pobre que abandona el intercambiador amina rica-amina pobre E-401 continúa enfriándose en el aeroenfriador de amina pobre A-403 en el que la temperatura de salida de la amina se controla con variadores de velocidad en los motores de los ventiladores. Luego la amina pobre se dirige al pulmón de amina V-414. La corriente de vapor con dióxido de carbono que abandona por el tope la torre regeneradora de amina T-403 se envía al aerocondensador de la torre regeneradora de amina A-404. Allí condensa la mayor parte del vapor de agua que contiene la corriente y se dirige al acumulador de reflujo de la regeneradora de amina V-405. La temperatura de condensación se controla a través de lazo entre el controlador de temperatura TIC-37074 y el variador de velocidad SC37074. En este acumulador se separan el vapor, que se denomina “gas ácido” por su alto contenido en dióxido de carbono, y el líquido condensado. La corriente de gas ácido que abandona el acumulador de reflujo de la regeneradora de amina V-405 se envía al knock out drum de gas ácido V-410 donde se terminan de separar los líquidos del gas ácido. Los líquidos que puedan acumularse en el knock out drum de gas ácido V-410 se drenan utilizando el controlador de nivel LIC-21013 que actúa sobre la válvula LV21013 hacia el sistema de drenaje de baja presión de amina. El gas ácido se envía a la atmósfera a través de la chimenea de gas ácido L-410 previa medición de caudal con el FE-37079. La chimenea de gas ácido está equipada en su extremo con un silenciador ST-401 para reducir el nivel de ruido. El líquido condensado en el fondo del acumulador de reflujo de la regeneradora de amina V-405, llamado simplemente “reflujo”, es fundamentalmente agua. Este reflujo es bombeado a través de las bombas de reflujo de la torre regeneradora de amina P-404 A/B hacia el tope de la torre regeneradora de amina T-403, donde lava la amina que pudiera ser arrastrada con la corriente de vapor utilizando los dos primeros platos. El nivel de líquidos en el acumulador de reflujo de la regeneradora de amina V-405 se controla con el controlador de nivel LIC-21006 que actúa sobre la LV-21006 ubicada en la descarga de las bombas de reflujo de la torre regeneradora de amina P-404. La unidad de endulzamiento cuenta con un sistema de inyección de antiespumante. La inyección del producto se realiza con las bombas de antiespumante P-430 A/B/C en tres puntos:
Aguas arriba de la LV-37017 ubicada sobre la línea de amina rica que ingresa por el tope a la torre regeneradora de amina T-403;
En la descarga de las bombas de amina pobre P-406 A/B/C;
En la línea de amina rica que ingresa al separador flash de amina V-404 proveniente del separador de gas dulce V-403.
La amina de reposición se almacena en el tanque de almacenaje de amina fresca TK-409 que cuenta con blanketing y válvula de presión y vacío seteada a 85/-22 mmca. El tanque tiene un serpentín y está dotado de conexiones para eventualmente, durante épocas de muy baja temperatura, hacer circular aceite térmico por el mismo y evitar así que la viscosidad de la amina sea muy elevada. La reposición de amina al tanque de almacenaje de amina fresca TK-409 se puede realizar por medio de tambores, a través de la bomba de carga de amina P-410, o bien por medio de camiones. La frecuencia de reposición debe ser de 15 ton cada 6 meses por tren. La amina fresca del tanque de almacenaje de amina fresca TK-409 se envía, por medio de una operación asistida, al pulmón de amina V-414 por medio de las bombas de reposición de amina fresca P-409 A/B. El caudal de amina que se repone al sistema se monitorea con el FT-48001 que está ubicado en la línea de amina pobre que ingresa al pulmón de amina V-414. La presión de este pulmón se mantiene estable con blanketing alrededor de 43 psig. El pulmón de amina V-414 cuenta con válvulas de seguridad diseñadas por incendio y seteadas a 150 psig. Las bombas de amina pobre P-406, toman la amina pobre del pulmón de amina V-414 y la envían al tope de la torre contactora de amina T-401 y al tope de la columna lavadora del flash de amina T-404. El caudal de descarga de estas bombas se controla con el controlador de caudal FIC-37042A que envía la señal a los variadores de velocidad de los motores de las bombas de amina pobre P406 A/B/C, SC-37042A/B/C respectivamente. Además en la línea de descarga de las bombas se encuentra el transmisor de caudal FT-37042B que protege a las bombas por caudal mínimo. Las líneas de succión de estas bombas son tres líneas independientes que no deben tener bolsillos. El nivel en el pulmón de amina no se controla sino que simplemente se trasmite al DCS con el transmisor de nivel LT-48108. Este trasmisor cuenta con alarmas y enclavamientos por muy alto y muy bajo nivel. El muy alto nivel detiene las bombas booster de amina pobre P-401 y el muy bajo nivel detiene las bombas de amina pobre P-406. El agua tratada se almacena en el tanque de almacenaje de agua tratada TK-421. El agua tratada puede ingresar al tanque desde la unidad de tratamiento de agua de amina (ósmosis inversa) M-830 A/B o desde camiones. Para ingresar al proceso es bombeada por las bombas de agua tratada P-421 hacia el acumulador de reflujo de la regeneradora de amina V-405. En la línea de entrada de agua tratada al acumulador de reflujo de la regeneradora de amina V-405 hay un transmisor de caudal con el que se controla esta reposición, es el FT-21016. El agua tratada del tanque de almacenaje de agua tratada TK-421 también se utiliza para el contralavado del filtro de carbón activado de amina rica F-409. 2.5.
ESTABILIZACIÓN DE GASOLINA Equipos Principales
E-7, Intercambiador Fondo-Alimentación de Torre Estabilizadora: es un intercambiador de 0.5 m de diámetro con un mazo de tubos en U de ¾” BWG 14 y 6 m de longitud. La coraza está diseñada a 200 psig y los tubos a 570 psig. El calor intercambiado es de 8.8 MMBTU/h.
E-13, Reboiler de Torre Estabilizadora: es un reboiler tipo marmita con un mazo de tubos en U de ¾” BWG 14 y 7 m de longitud. La coraza mide aproximadamente 1.3 m de diámetro y tiene en su interior un bafle que asegura un nivel de líquido tal que los tubos queden sumergidos. Los tubos han sido diseñados a 85 psig y en su interior circula aceite térmico. La coraza tiene una presión de diseño de 197 psig.
E-8, Enfriador de Tope de Torre Estabilizadora: es un intercambiador de 0.3 m de diámetro con un mazo de tubos en U de ¾” BWG 14 y 1.05 m de longitud. La coraza está diseñada a 197 psig y los tubos a 350 psig. El calor intercambiado es de 0.06 MMBTU/h.
A-8, Aeroenfriador de Gasolina Estabilizada: es un aeroenfriador de una bahía con dos ventiladores de motores de 40 HP cada uno. El mismo cuenta con tubos de 1” BWG 14 y 12 m de longitud. El calor intercambiado es del orden de 11.5 MMBTU/h.
V-3/V-8, Separador Flash de Gasolina/Separador Flash de Condensado: este equipo consiste en un recipiente dividido en dos secciones cuyas presiones están igualadas mediante un orificio en la parte superior de la pared que las separa. Una de las secciones actúa como separador bifásico (el separador flash de gasolina V-3) mientras que la otra actúa como separador trifásico (el separador de flash de condensado V-8). El separador flash de condensado V-8 cuenta con un coalescedor de placas paralelas, un demister y una bota para la separación de la fase acuosa. También el separador flash de gasolina V-3 está equipado con un demister en la salida de la fase gaseosa. El recipiente tiene una longitud de 12 m y un diámetro de 1.55 m. La presión de diseño del mismo es de 570 psig.
TK-8 A/B/C, Tanque de Almacenaje de Gasolina Estabilizada: son tanques API comunes a los dos trenes de proceso. Tienen 23.8 m de diámetro, 12.8 m de altura y una capacidad de 4770 m3 cada uno; cuentan con techo flotante para mantener presurizada la gasolina y con una tapa de seguridad seteada a 50 mmca.
T-3, Torre Estabilizadora: esta torre consta de dos secciones. La sección superior tiene una altura de 6.4 m y un diámetro de 9.1 m. En la misma hay 7 platos y un demister. La sección inferior mide 7.3 m de altura por 1.7 m de diámetro y tiene 10 platos. Todos los platos son platos de válvulas. La torre recibe dos entradas de líquido: una sobre el primer plato, proveniente del separador flash de gasolina V-3, y la otra entre las dos secciones, proveniente del separador flash de condensado V-8. La presión de diseño de la torre es de 197 psig.
K-2, Compresor de Reciclo: es un compresor alternativo COOPER Superior Modelo WH 64 de dos etapas que está accionado por un motor a gas WAUKESHA Modelo P9394.
El objeto de la unidad de estabilización de gasolina es estabilizar los líquidos separados durante el tratamiento del gas bajándole la presión de vapor para su almacenamiento y posterior distribución. Los condensados provenientes del separador gas de entrada V-1, del filtro coalescedor de gas ácido de entrada F-402 y el filtro separador de gas de entrada F-1 son enviados al separador flash de condensados V-8, donde se expanden a una presión de 455 psig aproximadamente. En este separador se separan tres
fases: la fase gas que se genera por la baja presión de operación del separador, la fase de hidrocarburos líquidos y la fase acuosa. El equipo separador flash de gasolina/separador flash de condensados V-3/V-8 cuenta con válvulas de seguridad diseñadas por falla abierta de alguna de las válvulas que regulan los caudales de entrada al mismo y seteadas a 570 psig. Para favorecer la separación entre las fases líquidas, el separador flash de condensados V-8 cuenta con un coalescedor de placas paralelas, una bota y un bafle. En la bota se separa la fase acuosa que se envía al separador de agua oleosa V-22 a través de un lazo de control de nivel entre el LIC-08009 y la válvula LV-08009. Aguas arriba de esta válvula se encuentra el FE-08021, que se utiliza para medir el caudal que se está enviando al separador de agua oleosa V-22, y aguas abajo de la misma se encuentra la válvula de shutdown SDV08018 que se cierra por muy bajo nivel de interfase hidrocarburo-agua en el separador flash de condensados V-8. En esta válvula de shutdown se encuentra un cambio de serie de 300# a 150#. La fase de hidrocarburos líquidos se separa aguas abajo del bafle que tiene el separador flash de condensados V-8 y se envía al intercambiador fondoalimentación de torre estabilizadora E-7. El nivel de condensado en el separador flash de condensado V-8 se controla con el controlador de nivel LIC-08001 y la válvula LV-08001, que está ubicada aguas abajo del intercambiador fondoalimentación de torre estabilizadora E-7. Entre este intercambiador y el separador flash de condensados V-8 se encuentra un elemento de medición de caudal FE-08020. La corriente de condensado que ingresa al intercambiador fondo-alimentación de torre estabilizadora E-7 se precalienta desde 37°F a 163°F e ingresa luego a la sección media de la torre estabilizadora T-3. Al separador flash de gasolina V-3 ingresan la gasolina producida como resultado del enfriamiento del gas en el separador frío V-2 previo intercambio de calor en el intercambiador gas-gasolina E-3 A/B/C/D, y la gasolina separada en el filtro separador de gas de salida F-2. La presión de operación del separador flash de gasolina V-3 está ecualizada con la presión de operación de 455 psig del separador flash de condensado V-8. Esta presión es menor que la de operación del separador frío V-2 y del filtro separador de gas de salida F-2 por lo que la gasolina falshea al ingresar al separador flash de gasolina V-3. La gasolina separada en el separador flash de gasolina V-3 se envía por medio de la válvula LV-08002, que recibe la señal del controlador de nivel LIC-08002, al tope de la torre estabilizadora T-3 actuando como reflujo. El caudal de esta gasolina se mide con el FE-08019. Si la gasolina estuviera fuera de especificación y se quisiera reprocesar, existe la posibilidad de hacerlo a través de una derivación de la línea de salida de gasolina del separador flash de gasolina V-3 que se conecta directamente con el knock out drum de antorcha V18. Esta derivación está ubicada aguas abajo de la válvula de control de nivel LV-08002. El gas generado en el separador flash de condensados V-8 se une con el gas de flash del separador flash de gasolina V-3 y se envían a la interetapa del compresor de reciclo K-2. En este punto se cuenta con la posibilidad de inyectare inhibidor de corrosión a través de las bombas de inyección de inhibidor de corrosión de la interetapa del compresor de reciclo P-3. La presión del flash que se produce tanto en el separador flash de condensado V8 como en el separador flash de gasolina V-3 se mantiene regulando la presión de succión de interetapa del compresor de reciclo K-2, que debe permanecer
constante. Esto se logra con los controladores de presión PIC-11001A y PIC11001B. El PIC-11001A actúa sobre la válvula PV-11001A que está ubicada en la línea de succión de interetapa del compresor de reciclo K-2. El PIC-11001B actúa sobre la válvula PV-11001B que descarga directamente al sistema de venteo aliviando la sobrepresión del sistema. Los líquidos recibidos en la torre estabilizadora T-3 son calentados en el fondo mediante el reboiler de la torre estabilizadora E-13 hasta 377°F. Este reboiler opera con aceite térmico en los tubos y la gasolina evaporándose en la coraza. El control de nivel de gasolina del lado coraza se realiza con el controlador de nivel LIC-13009 y la válvula LV-13009 que está ubicada aguas abajo del aeroenfriador de gasolina estabilizada A-8. El reboiler de la torre estabilizadora E-13 cuenta con válvulas de seguridad del lado coraza diseñadas por traba abierta de alguna válvula que esté ubicada aguas arriba y seteadas a 197 psig y válvulas de seguridad del lado tubos diseñadas por ruptura de tubos y seteadas a 85 psig. El gas del tope de la torre estabilizadora T-3 es enviado a la succión del compresor de reciclo K-2, donde se eleva su presión y se lo dirige a la entrada de planta para su reprocesamiento. La presión de operación de la torre estabilizadora T-3 se controla con el controlador de presión PIC-3967 que actúa sobre el controlador de velocidad del compresor de reciclo K-2, SC-1110 (ver P&ID de AG Equipment 02108). Además se cuenta con un alivio por sobrepresión que se regula a través del controlador de presión PIC-11006, ubicado sobre la línea de salida de los gases de tope de la torre estabilizadora T3. Este controlador actúa sobre la válvula PV-11006 enviando el gas directamente al sistema de venteos. Durante el arranque, cuando aún no está operando el compresor de reciclo K-2, el gas de tope de la torre estabilizadora T3 se ventea utilizando la línea en la que está ubicada la PV-11006. En la succión del compresor de reciclo K-2 se cuenta con la posibilidad de inyectar inhibidor de corrosión a través de las bombas de inyección de inhibidor de inhibidor de corrosión del compresor de reciclo P-2. La torre estabilizadora T-3 cuenta con un enfriador en el tope, el enfriador de tope de torre estabilizadora E-8, por el cual circula en los tubos propano caliente líquido que al pasar por la TV-11006 se expande y enfría. Este enfriador está conectado de manera tal que el mazo de tubos queda dentro de la torre. Durante la operación normal no circulará propano por el mismo, dado que las válvulas de bloqueo de la TV-11006 estarán cerradas. Solamente circulará propano por el enfriador de tope de torre estabilizadora E-8 cuando se requiera ajustar la RVP de la gasolina sin penalizar el compresor de reciclo K-2, es decir sin aumentar el caudal de reciclo más de lo que puede manejarse con dicho compresor. La corriente de salida de la gasolina estabilizada que se produce en el reboiler es enfriada primero en el intercambiador fondo-alimentación de torre estabilizadora E-7 y luego en el aeroenfriador de gasolina estabilizada A-8. La temperatura del fondo de la torre estabilizadora T-3 se controla con el caudal de aceite térmico que circula por los tubos del reboiler de la torre estabilizadora E13. El controlador de temperatura es el TIC-46004 y la válvula que regula el caudal de aceite térmico la TV-46004. El aeroenfriador de gasolina estabilizada A-8 cuenta con válvulas de seguridad diseñadas por incendio y seteadas a 197 psig.
La producción de gasolina estabilizada es medida en el transmisor másico FT46007 y enviada a los tanques de almacenaje de gasolina estabilizada TK-8 A/B/C. 2.6.
SALIDA DE PLANTA Equipos principales:
P-8 A/B. Bomba Booster de Gasolina: son bombas centrífugas horizontales modelo 6 HPX 21 A de Flowserve. Cada una está diseñada para bombear 1320 gpm, con una presión de 114 psig en la descarga. Tienen motor eléctrico de 130 HP.
P-9 A/B/C. Bomba de Gasolina para Exportación: son bombas centrífugas horizontales de 11 etapas modelo DVMX 3x6x9 E de Flowserve. Cada una está diseñada para bombear el 50% del caudal de una bomba booster de gasolina P-8, que corresponde a 660 gpm, con una presión de 1102 psig en la descarga. Tienen motor eléctrico de 600 HP y cuentan con dispositivos de seguridad que las protegen por alta temperatura de los cojinetes, alta temperatura del bobinado y carcasa del motor, alta vibración, pérdida del fluido del sello, alta y baja presión de descarga y muy baja presión de succión.
P-10 A/B, Bombas de Gasolina de Reprocesamiento: son bombas centrífugas de 35 etapas modelo BP-70 / 35 de Goulds. Cada una está diseñada para bombear 66 gpm, con una presión de 500 psig en la descarga. Tienen motor eléctrico de 40 HP
SP-5, Trampa Lanzadora de Gas de Venta: tiene 711 mm de diámetro y 2.8 m de largo. Cuenta con facilidades para venteo y drenaje y una presión de diseño de 1395 psig.
SP-6, Trampa Lanzadora de Gasolina Estabilizada: tiene 290 mm de diámetro y 4.69 m de largo. Cuenta con facilidades para venteo y drenaje y una presión de diseño de 1395 psig.
SP-2001, Trampa Receptora de Gas de Venta: tiene 711 mm de diámetro y 4.09 m de largo. Cuenta con facilidades para venteo y drenaje y una presión de diseño de 1395 psig.
SP-2002, Trama Receptora de Gasolina Estabilizada: tiene 290 mm de diámetro y 4.69 m de largo. Cuenta con facilidades para venteo y drenaje y una presión de diseño de 1395 psig.
Salida de gas residual La producción de gas en especificación que se obtiene en el subtren A se controla con el controlador de caudal FIC-07005A. Lo mismo ocurre con el gas en especificación que se obtiene en el subtren B. El control de presión de los subtrenes A y B se realiza en forma independiente a través de los controladores de presión PIC-07005A1 y B1 y PC-07005A2 y B2 respectivamente. Los controladores de presión PIC-07005A1/B1 actúan sobre las válvulas PV-07005A1/B1 que están ubicadas en las líneas de gas de venta de salida de cada subtren. Los controladores de presión PC-07005A2/B2 actúan sobre las válvulas PV-07005A2/B2 que están ubicadas sobre líneas de alivio de presión que se conectan directamente con el sistema de antorcha. El set de los controladores PC-07005A2/B2 debe ser mayor que el de los controladores PIC-07005A1/B1 para que actúen como control de sobrepresión.
El gas residual del subtren A se une con el del subtren B aguas abajo de las SDV-07012A y B. Estas válvulas están actuadas por los switches de presión PSHH-07012A y B respectivamente que están seteados a 1200 psig para proteger el gasoducto que une la salida del gas de la planta con la estación de monitoreo de gas. La presión de diseño de dicho gasoducto es de 1200 psig. Luego se unen las líneas de gas residual de cada tren, la 1-36008 con la 2-36008 y se deriva una línea de gas en especificación hacia el sistema de fuel gas. Aguas abajo de esta derivación se encuentran las placas orificio FE-51001 que se utilizan para realizar la medición final de gas de venta. Cada una de las placas está diseñada para los 13.4 MMSCMD. En la salida de planta del gas se encuentra la trampa lanzadora de gas de venta SP-5. Esta trampa cuenta con facilidades de drenaje y venteo y con una válvula de seguridad diseñada por incendio y seteada a 1395 psig. La estación de monitoreo de gas se encuentra aproximadamente a 17 km al sureste de la planta. Allí se encuentra la trampa receptora de gas de venta SP2001 que cuenta con facilidades de drenaje y venteo y con una válvula de seguridad diseñada por incendio y seteada a 1395 psig. La presión de inyección del gas de venta al gasoducto se controla con el controlador de presión neumático PC-60007 que actúa sobre la válvula PV60007. El PSHH-60012 está para proteger el gasoducto en caso que la presión de entrega sea mayor que su presión de diseño. El PSLL-60012 cierra la SDV60012 en caso que se detecte una rotura del gasoducto para evitar una fuga de gas. Esto switches de presión están ubicados aguas abajo de la SDV-60012 porque de este modo al desaparecer la causa del cierre de la SDV ésta podrá resetearse. El PSHH-60012 tiene un 1000 psig y el PSLL-60012 de 750 psig. En la estación de monitoreo de gas se deriva un pequeño caudal de gas de venta para ser utilizado como gas de instrumentos. Para regular la presión de este gas se cuenta con dos válvulas autorreguladoras en serie, la PCV-60013 y la PCV60023, que disminuyen la presión a 500 psig la primera y a 100 psig la segunda. Para proteger los instrumentos se cuenta con válvulas de seguridad seteadas a 250 psig. Salida de gasolina estabilizada La gasolina almacenada en los tanques de gasolina TK-8 A/B/C se envía a través de las bombas booster de gasolina P-8 al sector de salida de planta de la gasolina. La presión de descarga de estas bombas se controla a través del trasmisor de presión PT-46064 que actúa sobre los variadores de velocidad SC46064 de los motores de las bombas. Las bombas booster de gasolina P-8 están en serie con las bombas de gasolina para exportación P-9 que levantan la presión de la gasolina hasta 1100 psig aproximadamente para ingresar la gasolina al gasolinoducto. El caudal de descarga de las bombas de gasolina para exportación P-9 se controla con el FIC46011 que está ubicado en la descarga de las mismas y que actúa sobre el variador de velocidad que posee el motor de cada una de estas bombas. Las bombas booster de gasolina P-8 y las bombas de gasolina para exportación P-9 operan de manera discontinua. Esto se debe a que el caudal mínimo de una bomba booster de gasolina P-8 es similar al caudal normal de operación de una bomba de gasolina para exportación P-9, por lo tanto la operación se realiza de
manera discontinua utilizando una bomba booster de gasolina P-8 y dos bombas de gasolina para exportación P-9. La gasolina también puede venderse en camiones, para lo cual se cuenta con el cargadero de camiones y la línea 46138-HL-4”-CB10-B. Las líneas de succión de las bombas booster de gasolina P-8 cuentan con válvulas de alivio térmico seteadas a 130 psig. Las líneas de succión de las bombas de gasolina de exportación P-9 cuentan con válvulas de alivio térmico seteadas a 1272 psig y los cabezales de recirculación, de gasolina en especificación y de gasolina fuera de especificación cuentan con válvulas de alivio térmico seteadas a 30 psig. Las bombas de gasolina de reprocesamiento P-10 tienen en la descarga válvulas de seguridad seteadas a 568 psig. En el caso que se desee vaciar alguno de los tanques de almacenaje de gasolina TK-8 A/B/C se cuenta con la posibilidad de recircular la gasolina con las bombas de gasolina de reprocesamiento P-10 o con las bombas booster de gasolina P-8, y enviarla de un tanque de almacenaje de gasolina a otro. En la descarga de las bombas de gasolina para exportación P-9 se encuentra el analizador de contenido de agua AE-46036 con el cual se obtiene la información necesaria para evaluar si la gasolina está o no fuera de especificación. Si se encuentra que la gasolina está fuera de especificación, las bombas de gasolina de reprocesamiento P-10 pueden utilizarse para enviar la gasolina desde el tanque de almacenaje TK-8 que corresponda al tanque slop TK-7. También se puede enviar la gasolina del tanque slop TK-7 a los tanques de almacenaje de gasolina TK-8 A/B/C utilizando las bombas de gasolina de reprocesamiento P-10 si se considera que la misma cumple los requerimientos necesarios para su venta. En la salida de planta de la gasolina se encuentra la trampa lanzadora de gasolina estabilizada SP-6. Esta trampa cuenta con facilidades de drenaje y venteo y con una válvula de seguridad diseñada por incendio y seteada a 1395 psig. La estación de monitoreo de gasolina se encuentra aproximadamente a 20 km al sureste de la planta. Allí se encuentra la trampa receptora de gasolina estabilizada SP-2002 que cuenta con facilidades de drenaje y venteo y con una válvula de seguridad diseñada por incendio y seteada a 1395 psig. La presión en la línea que se conecta al gasolinoducto se controla con el controlador de presión PIC-61007 que actúa sobre las válvulas PV-61007A/B y cuyo set es 650 psig. Dado que los porcentajes de apertura de las PV-61007A/B son bajos, se instrumentó un control tipo rango partido, en el que el PIC-61007 actúa sobre ambas válvulas PV-61007. Durante la operación normal solamente una de estas válvulas estará operando. Notar que el trasmisor de presión con el que se monitorea la señal de presión de entrada al PIC-61007 está ubicado aguas arriba de las PV-61007. Debido a la configuración del flowline que conecta la planta con la estación de monitoreo de gasolina, se debe tener especial cuidado en el control de la presión en el mismo para evitar la vaporización de la gasolina en el punto más alto del flowline. Esta vaporización ocurriría solamente para caudales de operación de una bomba booster de gasolina de 150 m3/h. Para proteger el flowline se cuenta con los switches por muy alta y muy baja presión PSHH-61006 y PSLL-61006. EL PSHH-61006 tiene un set de 1395 psig y el PSLL-61006 tiene un set de 570
psig para activarse por una rotura del flowline o falla abierta de alguna de las PV-61007. El PSHH-61008 está para proteger el gasolinoducto en caso que la presión de entrega sea mayor que su presión de diseño. El PSLL-61008 cierra la SDV61008 en caso que se detecte una rotura del gasolinoducto para evitar una pérdida de gasolina. Esto switches de presión están ubicados aguas abajo de la SDV-61008 porque de este modo al desaparecer la causa del cierre de la SDV ésta podrá resetearse. El PSHH-61008 tiene un 700 psig y el PSLL-61008 de 450 psig. 3. DESCRIPCIÓN DE LA FILOSOFÍA DE CONTROL Y SHUTDOWN 3.1.
CONTROL PLANTA
DE
CAUDAL, PRESIÓN
Y
TEMPERATURA
EN LOS
POZOS
Y EN LA
ENTRADA
DE
En los pozos se realiza un control sobre la presión a través de los PSL/PSH91010 y el PI-91013. El caudal del pozo se regula con la válvula “choke” HCV-91005 que se actúa en forma neumática. Esta válvula puede ser operada tanto desde el panel de control del pozo como desde el DCS en la planta y disminuye la presión desde un máximo de 5600 psig hasta valores entre 1870 y 1230 psig. Para realizar un seguimiento de la temperatura en los pozos se cuenta con el TI-91015, ubicado aguas abajo de la “choke”. La temperatura en la entrada de planta se controla en la salida de los aeroenfriadores del gas de entrada A-1 A/B/C con el TIC-35012 que actúa sobre los variadores de velocidad de los motores SC-35012 A/B/C. Esta temperatura debe ser, en operación normal, 125 °F. En la salida de gas de los separadores de gas de entrada V-1 se cuenta con la válvula PV-45009 que se utiliza para alivio por sobrepresión. Esta válvula recibe la señal del controlador de presión PIC-45009 cuyo set debe ser mayor de 1240 psig. 3.2.
CONTROL ROCÍO
DE
CAUDAL, PRESIÓN
Y
TEMPERATURA
EN LA
UNIDAD
DE
AJUSTE
DE
PUNTO
DE
En esta sección se describen aquellos controles que resultan críticos para la correcta operación de la unidad de ajuste de punto de rocío. Los controles se realizan por subtren, por lo tanto se describirán los controles del subtren A del tren #1, siendo igualmente válida la descripción para el resto de los subtrenes. Conocido el caudal de gas que se quiere tratar en la planta, este se debe repartir entre los subtrenes que están en operación. En la salida de cada subtren hay un controlador de caudal FIC-07005 que actúa sobre la válvula de control de presión PV-03021 (válvula Joule-Thomson) ubicada aguas abajo del chiller E-2. La posición de esta válvula queda fija por la menor de las señales provenientes del controlador de cuadal FIC-07005 y del controlador de presión PIC-03021 que controla la presión aguas arriba de la válvula. El ser del controlador PIC-03021 debe ser lo más alto posible compatible con la presión de entrada a planta y el caudal que se quiere procesar. En el caso que la señal que controle a la PV-03021 sea la proveniente del PIC-03021 y que no se pueda obtener el caudal de set fijado en el FIC-07005, se deberá trabajar sobre las válvulas choke del o los pozos en operación, HCV-91005, de manera de mantener el set del PIC-03021 en el valor más alto posible.
El caudal de gas de entrada se distribuye entre el intercambiador gas-gas E-1 y el intercambiador gas-gasolina E-3 de manera de mantener la temperatura de gasolina de entrada al separador flash V-3 en el valor deseado. Para eso se dispone del controlador de temperatura TIC-08021 que actúa en cascada sobre el control de caudal de gas de entrada que se deriva al intercambiador gas-gasolina E-3. El caudal de propano que se envía al chiller E-2 se controla con el nivel de propano líquido en el mismo, a través del LIC-03003 que actúa sobre la válvula LV-03003. Esta válvula regula el caudal de una parte de la corriente de propano líquido proveniente del economizador de propano V-13, ya que se cuenta con un by pass a la misma para utilizar propano caliente a alta presión en la bota del chiller E-2 y así calentar el aceite que se acumule en la misma. El caudal de MEG a inyectar en cada uno de los mazos de tubos de los intercambiadores gas-gas E-1 A/B/C y gas-gasolina E-3 A/B y en el chiller E-2 se determina en función del caudal de gas a procesar y su composición. El caudal total de MEG a inyectar se mide con el FIT-04017, ubicado en la salida del serpentín del separador frío V-2. Para regular este caudal, y dado que las bombas de inyección de MEG P-101 son de desplazamiento positivo, se cuenta con dos by passes en el sistema de inyección/regeneración de MEG: uno dentro de cada subtren de procesamiento de gas, aguas arriba de la medición del FIT04017 que une la línea de MEG agotado que se envía a regenerar con la línea de MEG regenerado que se va a inytectar, y el otro inmediatamente aguas abajo de la descarga de las bombas de inyección de MEG P-101. El seguimiento del caudal de MEG en cada una de las inyecciones se monitorea con los FIT04018/04032/04033/04020/04034/04022 y se regula, de ser necesario un ajuste fino, en forma manual con las válvulas aguja ubicadas aguas abajo de cada una de las mediciones. La presión aguas abajo de la válvula Joule-Thomson está regulada por la válvula PV-07005A1 ubicada en la salida del subtren, pero se trata que esta válvula opere casi al 100% de apertura y permita que la presión fluctúe de acuerdo a la presión del gasoducto al cual se desea inyectar el gas. 3.3.
CONTROL DE CAUDAL, PRESIÓN Y TEMPERATURA EN LA UNIDAD DE ENDULZAMIENTO En esta sección se describen aquellos controles que resultan críticos para la correcta operación de la unidad de endulzamiento. El caudal de gas circulando en la unidad de endulzamiento se controla en la salida de la planta modificando la apertura de la válvula del by pass de la unidad. Se mide el caudal de gas de salida de planta con la placa FE-16030, ubicada aguas abajo del filtro coalescedor de gas dulce de salida F-403, y a través del controlador de caudal FIC-16030 se regula la apertura de la válvula del by pass de la unidad FV-16030. Para fijar el set del FIC-16030 se estudia el contenido de CO2 en el gas de entrada a la unidad, a través del analizador en línea de CO2 AE-37015 ubicado aguas abajo del filtro coalescedor de gas ácido de entrada F-402, y se estima el caudal de aminas de modo tal de obtener un gas en especificación, con menos del 2% molar de CO2 a la salida de la unidad de ajuste de punto de rocío. Una vez que se fijó el caudal de aminas en la planta, se fija el caudal de gas que debe circular por la misma y se controla este caudal con el lazo del FIC-16030. El caudal de aminas que debe circular por la planta se establece en función del balance de masa y el contenido de CO2 deseado en el gas de salida de la
planta de endulzamiento. Este caudal se mide en la placa FE-37042, ubicada aguas abajo de las bombas de amina pobre P-406 A/B/C, y se controla a través del lazo entre el controlador de caudal FIC-37042A y los variadores de velocidad de las bombas de amina pobre P-406, SC-37042A. El caudal de reflujo a la torre regeneradora de amina T-403 no se controla, ya que la operación en esta torre se controla a través de la presión y la temperatura de tope. El caudal de hot oil circulando en el reboiler de la torre regeneradora de amina E-402 se regula en función de la temperatura de tope de la torre regeneradora de amina T-403 a través del lazo en cascada del controlador de temperatura TIC-37051 y el controlador de caudal FIC-37051. Se debe realizar un seguimiento del perfil de temperatura en la torre contactora de amina T-401 para poder detectar problemas rápidamente. Para ello se dispone de los trasmisores de temperatura TT37005/37006/37007/37008/37009 ubicados a lo largo de la torre. Una modificación en el perfil de temperatura podría estar indicando la formación de espuma dentro de la torre contactora de amina T-401. Se debe controlar que ningún punto en el perfil sea mayor que 185 °F porque a esa temperatura se puede producir desorción de CO2 y se obtendría el resultado contrario al esperado. También se debe controlar que la temperatura no sea muy baja para evitar problemas en la cinética de la reacción. Otro parámetro importante relacionado con la temperatura que se debe controlar en la torre contactora de amina T-401 es la diferencia de temperatura entre la temperatura de entrada de la amina y la temperatura de entrada del gas. Esta diferencia debe ser de 9 ó 10 °F (la temperatura de amina debe ser mayor que la del gas) para evitar la condensación de hidrocarburos en la torre. Este control se realiza a través del lazo de control entre el TDIC-37049 y los variadores de velocidad de los motores del aeroenfriador de amina pobre A-403, SC-37049A/B. La temperatura de salida de amina rica del intercambiador amina rica/amina pobre E-401 no debe ser mayor que 225 °F para evitar que se produzca un gran desprendimiento de CO2 que puede resultar muy corrosivo. Esta temperatura se monitorea a través del trasmisor de temperatura TT-20024, ubicado sobre la línea de amina rica aguas abajo del intercambiador amina rica/amina pobre E401, y se controla de manera manual abriendo o cerrando la válvula del by pass de amina pobre, válvula M-20008 de 10”. En el reboiler de la torre regeneradora de amina E-402 se deben controlar las temperaturas tanto de amina como de hot oil para evitar la degradación térmica de la amina. La temperatura de salida de amina del reboiler se monitorea a través de la señal del TT-37063 que cuenta con una alarma por alta temperatura. Esta temperatura no debe superar los 260 °F. La temperatura del hot oil que ingresa al reboiler de la torre regeneradora de amina E-402 no debe superar los 400 °F para que la temperatura de película de los tubos del lado amina sea inferior a 325 °F. Un parámetro que no debe dejar de controlarse es la carga de amina pobre. Ésta se controla con el stripping en la torre regeneradora de amina T-403, que a su vez se controla con la presión y la temperatura de tope. La temperatura de tope en la torre regeneradora de amina T-403 se controla a través del lazo en cascada con el caudal de hot oil. Para ello se utilizan el TIC-37051 y el FIC37051. También se controla la temperatura de condensación en el
aerocondensador de la torre regeneradora de amina A-404 con el variador de velocidad de uno de los motores, SC-37074, que recibe la señal del TIC-37074. Se debe tratar de mantenerla alrededor de los 120 °F. Cuanto menor sea esta temperatura, menor es la cantidad de agua tratada que se pierde con el gas ácido, pero mayores son los requerimientos de energía en los motores del aerocondensador de la torre regeneradora de amina A-404 y mayores probabilidades de tener problemas por baja temperatura en el reflujo a la torre regeneradora de amina T-403. En cuanto al perfil de temperatura en la torre regeneradora de amina T-403, se debe controlar para verificar la correcta operación en la misma. Si el perfil se torna plano, es decir, no se ven cambios en la temperatura entre plato y plato, podría ser un indicador de formación de espuma en la misma. Para monitorear este perfil se cuenta con los trasmisores de temperatura TT37052/37054/37055/37056. La unidad de amina cuenta con gas de blanketing en varios equipos de la misma a fin de evitar que la amina entre en contacto con el O2 del aire. Los equipos que poseen blanketing son el separador flash de amina V-404, el pulmón de amina V-414, el tope de la torre regeneradora de amina T-403 para asegurar presión positiva durante una parada de planta, y el tanque de almacenaje de amina fresca TK-409. La presión en la unidad de aminas debe ser lo suficientemente alta porque si disminuye puede traer problemas de formación de espuma. Para controlarla se tiene el PIC-16031, ubicado en la salida de la unidad y que se utiliza para aliviar la sobrepresión. La presión en el separador flash de amina V-404 se debe mantener en un valor tal que permita a la amina rica ingresar a la torre regeneradora de amina T403, en este caso es de 74 psig. El control de esta presión se realiza a través del lazo de control del PIC-18006A que recibe la señal del PT-18006A, ubicado en el separador flash de aminas V-404, como override del controlador PIC-18006B, que se encuentra sobre la línea del fuel gas que se envía a los quemadores del horno de aceite térmico H-201. Además se cuenta con un alivio por sobrepresión que se realiza a través de la válvula PV-18007 y el controlador PIC-18006, que también recibe la señal del PT-18006A. La presión de tope de la torre regeneradora de amina T-403 se controla con el PIC-21010 ubicado aguas abajo del acumulador de reflujo de la regeneradora de amina V-405. En la descarga de las bombas de amina P-406 A/B/C se cuenta, entre otras alarmas, con alarma por baja presión de descarga, ya que estas bombas son las encargadas de elevar la presión de la amina pobre para que ingrese a la torre contactora de amina T-401. Como último punto, en la salida de la unidad de amina se cuenta con un alivio por sobrepresión a través de la válvula PV-16031 que recibe la señal del PIC-16031 y envía el gas al sistema de venteo. 3.4.
CONTROL DE CAUDAL, PRESIÓN Y TEMPERATURA EN LA UNIDAD DE ESTABILIZACIÓN El caudal de condensado que ingresa a la unidad de estabilización queda fijo a través de los controles de nivel de hidrocarburos en el separador de gas de entrada V-1 (LV-01015), en el filtro separador de gas de entrada F-1 (LV-02004
y LV-02005) y en el filtro coalescedor de gas ácido de entrada a la unidad de endulzamiento F-402 (LV-16008 y LV-16012). El caudal de gasolina que ingresa al separador flash de gasolina V-3 queda fijo en función del control de nivel de la gasolina en el separador frío V-2. Este control se realiza por medio del LIC-04001 que actúa sobra la válvula LV04001. El caudal de condensado que ingresa a la torre estabilizadora T-3, previo precalentarse en el intercambiador fondo-alimentación de la torre estabilizadora E-7, se regula con la válvula de control de caudal LV-08001 que es actuada por el LIC-08001 del separador flash de condensado V-8. Del mismo modo, el caudal de gasolina que ingresa al tope de la torre estabilizadora T-3, se regula con la válvula de control de caudal LV-08002 que es actuada por el LIC-08002 del separador flash de gasolina V-3. La salida de gasolina estabilizada se mide con el FE-46007 ubicado aguas abajo del aeroenfriador de gasolina estabilizada A-8. El trasmisor de caudal FT46007 que envía la señal al DCS, envía también la indicación de la densidad de la gasolina en este punto. El caudal de hot oil que circula por el reboiler de la torre estabilizadora E-13 se establece en función de la temperatura del fondo de la torre estabilizadora T-3 a través del TIC-46004 que regula la apertura de la válvula TV-46004. La presión de operación de la torre estabilizadora T-3 se controla con el controlador de presión PIC-3967, ubicado aguas abajo del scrubber de succión del compresor de reciclo K-2, que actúa sobre el controlador de velocidad del compresor, SC-1110 (ver P&ID de AG Equipment 02108). La presión de operación de los separadores flash de gasolina y condensado V-3/V-8 se controla con el PIC-11001A que actúa sobre la PV-11001A ubicada sobre la línea de succión de interetapa del compresor de reciclo K-2. Para evitar sobrepresión en el tope de la torre estabilizadora T-3 se cuenta también con un controlador de presión PIC-11006, cuyo set es mayor que el del PIC-3967 y que actúa sobre la válvula PV-11006. Lo mismo ocurre con la presión del separador flash de gasolina V-3, que cuenta con el PIC-11001B y la válvula PV-10001B que alivia la sobrepresión al sistema de venteos. La temperatura de la gasolina que ingresa al separador flash de gasolina V-3 se controla por medio del lazo en cascada entre el TIC-08021 y el FIC-07003, que regula el caudal de gas que ingresa al intercambiador gas-gasolina E-3 de cada subtren. La temperatura en la unidad de estabilización se controla también en la torre de estabilización y en la salida de la unidad, aguas abajo del aeroenfriador de gasolina estabilizada A-8 con el TI-46062. En la torre estabilizadora T-3 se controla la temperatura con el caudal de hot oil del reboiler de la torre estabilizadora E-13 a través del TIC-46004. La temperatura de salida de la gasolina de la unidad monitorea por medio de la señal del TI-46062 que cuenta con alarma y enclavamiento por alta temperatura. Esta temperatura no puede ser mayor que 140 °F. 3.5.
MEDICIÓN DE GAS Y GASOLINA DE SALIDA DE PLANTA La medición del gas de venta se realiza sobre el total de caudal de gas procesado, es decir sobre los 13.4 MMSCMD. Para ello se utilizan las placas
FE-51001A y B, ubicadas en la salida de planta y diseñadas para el 100% del caudal, es decir que una opera como spare de la otra. Los tramos de medición están diseñados según AGA-3 y AGA-8. Las placas orificio FE-51001A y B cuentan con bridas porta-placas aptas para removerlas sin necesidad de interrumpir el flujo de gas. Los trasmisores de las placas son trasmisores multivariables, MVT-51001A y B, que envían a la sala de control las señales de caudal, temperatura, presión y presión diferencial en la placa. Los bloqueos de los tramos de medición cuentan con indicadores de posición, ZSO/ZSC-51004A/B en la entrada al tramo y ZSO/ZSC-51003A/B en la salida del mismo. En la salida de gas de planta también se cuenta, aguas abajo de los tramos de medición, con un medidor en línea de dew point, AE-51006, y un cromatógrafo en línea, AE-51007. La medición del caudal de gasolina de salida de planta se realiza con el FE46011 ubicado aguas abajo de la descarga de las bombas de gasolina para exportación P-9 A/B/C. El FE-46011 es un trasmisor másico con indicación de densidad en sala y es el elemento primario del lazo de control entre el FIC-46011 y los variadores de velocidad de las bombas de gasolina para exportación P-9 A/B/C, SC46011A/B/C. En la salida de gasolina de la planta se cuenta con un analizador en línea de contenido de agua, AE-46036.
III.
SERVICIOS AUXILIARES 1. SISTEMA DE INYECCIÓN DE ETANOL Y ANTICORROSIVO EN POZOS Cada pozo cuenta con su propio sistema de inyección de etanol y anticorrosivo. A continuación se describe genéricamente uno de ellos, dado que todos son idénticos. 1.1.
BASES DE DISEÑO La inyección de etanol en los pozos tiene por objetivo prevenir la formación de hidratos en condiciones de baja temperatura y bajo caudal. Se ha previsto que el etanol y el anticorrosivo puedan ser inyectados tanto aguas arriba como aguas debajo de las válvulas choke. Los cálculos previos han determinado que no sería necesario realizar la inyección de etanol aguas arriba de las choke. Por este motivo, sólo el punto de inyección que se encuentra aguas abajo cuenta con boquillas especiales que garantizan la distribución homogénea de los fluidos inyectados. No obstante, la necesidad de inyectar etanol aguas arriba de las choke debería confirmarse con la planta en operación. El anticorrosivo utilizado en los pozos es 1036-C, Coastal Chemical Company. El 1036-C es una poliamina volátil en un solvente de base alcohólica, y está diseñado para formar dentro de las cañerías una película protectora contra la corrosión. La práctica recomendada es:
Inyectar 0.25 galones / MMSCF durante las primeras dos semanas, para dar tiempo a que se forme una película protectora en el flowline.
Pasado este período, inyectar 0.125 galones / MMSCF.
El caudal de etanol a inyectar depende de varios factores, entre ellos la temperatura del gas. En general puede decirse que la inyección es necesaria
siempre que la temperatura del gas en algún punto de la flowline se acerque a la temperatura de formación de hidratos (aproximadamente 65 °F). El peor conjunto de condiciones ocurre cuando tanto la temperatura ambiente como la producción de gas son bajas.
Para el caso de 35 MMSCFD y 5 °C de temperatura ambiente se ha calculado un caudal de etanol de 1.7 gpm aguas abajo de las válvulas choke.
Equipos Principales
1.2.
TK-1001, Tanque de Almacenaje de Etanol. Se trata de un tanque de 3.5 m de diámetro y 2.5 m de altura, diseñado para contener 20 m3 de etanol. La presión de diseño es de 100 mmcag, que equivalen aproximadamente a 1.4 psig.
P-1001 A/B, Bombas de Inyección de Etanol. Son bombas neumáticas a pistón que se alimentan con fuel gas. Cada una está diseñada para inyectar un caudal operativo de 1.7 gpm a una presión de 5575 psig. El caudal se controla remotamente mediante pulsos cuadrados de 24 V DC y 1.2 segundos de duración (cada pulso equivale aproximadamente a 0.092 galones de etanol inyectados).
P-1002 A/B, Bombas de Inyección de Anticorrosivo. Son bombas neumáticas a pistón que se alimentan con fuel gas. Cada una está diseñada para inyectar un caudal operativo de 0.027 gpm a una presión de 5575 psig. El caudal se controla remotamente mediante pulsos cuadrados de 24 V DC y 0.6 segundos de duración (cada pulso equivale aproximadamente a 0.00085 galones de anticorrosivo inyectados).
P-1003, Bomba de Carga de Etanol. Es una bomba de doble diafragma que se alimenta con fuel gas. Permite descargar el etanol desde los barriles de 200 l hacia el tanque de almacenaje de etanol TK-1001 con un caudal de 16 gpm y una presión de descarga de 14 psig.
P-1004, Bomba de Carga de Anticorrosivo. Es una bomba de doble diafragma que se alimenta con fuel gas. Permite descargar el anticorrosivo desde los barriles de 200 l hacia el isocontenedor de almacenaje de anticorrosivo con un caudal de 16 gpm y una presión de descarga de 14 psig.
DESCRIPCIÓN DEL PROCESO El etanol se carga desde tambores al tanque de almacenaje TK-1001 mediante la bomba neumática de doble diafragma P-1003. Una de las bombas P-1001 lo succiona del tanque y lo inyecta. La inyección puede hacerse
en las boquillas aguas abajo de las válvulas choke
aguas arriba de las válvulas choke (sin boquillas)
De la misma manera, una de las bombas de inyección P-1002 succiona el anticorrosivo desde el isocontenedor de almacenaje y lo envía a uno de los dos puntos posibles de inyección:
1.3.
en las boquillas aguas abajo de las válvulas choke
aguas arriba de las válvulas choke (sin boquillas)
FILOSOFÍA DE CONTROL El caudal de anticorrosivo inyectado en cada pozo se controla mediante la frecuencia de pulsos que se envían remotamente a la bomba de inyección. Como
se mencionó anteriormente, cada pulso enviado a una de las P-1002 equivale a 0.00085 galones de anticorrosivo inyectado. De la misma manera, para inyectar el caudal recomendado de 1.7 gpm de etanol, es necesario enviar 18.5 pulsos por minuto a la bomba de inyección de etanol P1001. 2. SISTEMA DE VENTEO Y DRENAJES EN POZOS Cada pozo cuenta con su propio sistema de venteo y drenajes. A continuación se describe uno de ellos en forma genérica, ya que todos son idénticos. 2.1.
BASES DE DISEÑO Equipos Principales
2.2.
V-1002, Knock Out Drum de Antorcha en Pozo. Es un recipiente horizontal de 2.4 m de longitud y 1.2 m de diámetro, diseñado a 71 psig.
P-1005, Bomba del Tanque Sumidero de Drenajes en Pozo. Se trata de una bomba neumática a pistón, con motor a gas, modelo LU3 1DC800-2 5P de Mirbla S. A. Está diseñada para bombear un caudal operativo de 25 gph a una presión de 1865 psig en la descarga.
L-1001, Antorcha de Pozo. Tiene una altura de 15 m y un diámetro de 0.22 m. Está diseñada para quemar un caudal máximo de 10.6 MMSCFD. Consume 45 SCFH de gas 10 psig su único piloto.
DESCRIPCIÓN DEL PROCESO Los venteos y drenajes de provenientes de toda el área de pozo, incluyendo las descargas eventuales de las válvulas de seguridad, se conducen por medio de un colector al knock-out drum de antorcha en pozo V-1002. Los gases separados en él son enviados a la antorcha de pozo L-1001. Los líquidos separados en el pulmón de aire de instrumentos V-1001 se conducen hasta el V-1002 por una línea separada. Desde el V-1002 los líquidos pueden ser reinyectados al gasoducto (mediante la bomba P-1005) o bien descargados a camión.
2.3.
FILOSOFÍA DE CONTROL El nivel en el V-1002 se controla mediante el controlador de nivel LC-91035. Éste envía una señal al relé neumático de la bomba P-1005, que reinyecta el líquido al gasoducto.
3. SISTEMA DE INYECCIÓN DE ANTICORROSIVO EN PLANTA 3.1.
BASES DE DISEÑO El sistema de inyección de anticorrosivo en planta ha sido diseñado de manera de proteger líneas y equipos en las zonas más comprometidas de la planta en relación a la corrosión. Dentro de la planta se inyecta anticorrosivo
En los manifolds de entrada.
En la succión de interetapa de los compresores de reciclo.
También se ha previsto la posibilidad de inyectar anticorrosivo en la succión de la primer etapa de los compresores, pero en principio se cree que no sería necesario hacerlo. El anticorrosivo utilizado en planta es 1036-C de Coastal Chemical Company.
Los caudales de inyección recomendados son:
0.0625 gpm / MMSCF en cada manifold
0.0625 gpm / MMSCF en la succión de interetapa de los compresores de reciclo.
Equipos Principales
3.2.
3.3.
P-11 A/B/C, Bombas de Inyección de Inhibidor de Corrosión de los Manifolds de Entrada. Cada una de estas bombas inyecta el anticorrosivo a uno de los tres manifolds (manifold de pruebas, manifold del tren 1 y manifold del tren 2). Se trata de bombas neumáticas de pistón. Cada una está diseñada para bombear 0.047 gpm de anticorrosivo a una presión de 1395 psig a la descarga. El caudal se controla remotamente mediante pulsos cuadrados de 24 V DC y 1 seg. de duración (cada pulso equivale aproximadamente a 0.00316 galones de anticorrosivo inyectados).
1/2-P-2 A/B/C, Bombas de Inyección de Inhibidor de Corrosión en la Succión del Compresor de Reciclo. Se trata de bombas neumáticas de pistón modelo LU 1,4 DC 225P de Mirbla S. A. Cada una está diseñada para bombear 0.003 gpm de anticorrosivo a una presión de 1325 psig a la descarga. El caudal se controla remotamente mediante pulsos cuadrados de 24 V DC (cada pulso equivale aproximadamente a 0.000213 galones de anticorrosivo inyectados).
1/2-P-3 A/B, Bombas de Inyección de Inhibidor de Corrosión en la Interetapa de los Compresores de Reciclo. Se trata de bombas neumáticas de pistón modelo LU 1,4 DC 225P de Mirbla S. A. Cada una está diseñada para bombear 0.003 gpm de anticorrosivo a una presión de 1325 psig a la descarga. El caudal se controla remotamente mediante pulsos cuadrados de 24 V DC (cada pulso equivale aproximadamente a 0.000213 galones de anticorrosivo inyectados).
DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
En los manifolds de entrada: El anticorrosivo es succionado desde un isocontenedor de almacenaje por las bombas P-11 A/B/C e inyectado a través de boquillas especiales en los manifolds de tren 1, tren 2 y pruebas, respectivamente.
En los compersores de reciclo: El anticorrosivo es succionado desde un isocontenedor de almacenaje por las bombas P-3 A/B e inyectado a través de boquillas especiales en la línea de succión de interetapa de los compresores de reciclo 1/2-K-2.
FILOSOFÍA DE CONTROL El caudal inyectado se regula en todos los casos ajustando la cantidad de pulsos eléctricos por minuto que se envía a la bomba. Las bombas están provistas de columnas de calibración que permiten verificar la relación entre la frecuencia de pulsos y el caudal inyectado.
4. SISTEMA DE VENTEO 4.1.
EN
PLANTA
BASES DE DISEÑO Cada tren de procesos cuenta con su propio sistema de venteo. Los venteos de los sistemas comunes se derivan al tren 2, aunque está previsto que puedan ser destinados al tren 1. Equipos Principales
4.2.
V-18, Knock Out Drum de Antorcha. Es un recipiente horizontal de 9.6 m de longitud y 2.5 m de diámetro, diseñado a 71 psig.
L-1, Antorcha. Tiene una altura de 42 m y un diámetro de 0.8 m. Está diseñada para quemar un caudal máximo de 297 MMSCFD. Consume 900 SCFH de aire de ignición a 20 psig, 80 SCFH de gas de ignición a 10 psig y 45 SCFH de gas a10 psig en cada uno de sus tres pilotos.
DESCRIPCIÓN DEL PROCESO Los venteos y drenajes cerrados de hidrocarburos provenientes de cada tren de procesos, incluyendo la Unidad de Aminas y la de Ajuste de Punto de Rocío y las descargas eventuales de las válvulas de seguridad, se conducen por medio de colectores individuales hasta el Knock-out Drum de Antorcha de cada tren (1-V18 y 2-V-18). Los gases separados en cada V-18 son enviados a la respectiva antorcha L-1 donde se queman.
4.3.
FILOSOFÍA DE CONTROL Las antorcha 1-L-1 y 2-L-1 cuentan con tres pilotos con detectores de encendido. Para mayor información, referirse al Manual del Proveedor del pico de la antorcha.
5. SISTEMA DE DRENAJES DE HIDROCARBUROS EN PLANTA 5.1.
BASES DE DISEÑO El sistema de drenajes se ha diseñado considerando la total separación entre los drenajes de hidrocarburos (o de agua contaminada con hidrocarburos) y el sistema de drenajes pluviales. De esta manera se evita la sobrecarga de la unidad de tratamiento de agua oleosa. Existen dos sistemas de drenajes de hidrocarburos en planta:
Drenajes abiertos
Drenajes cerrados
El sistema de drenajes abiertos se divide en
Drenajes abiertos de áreas clasificadas
Drenajes abiertos de áreas no clasificadas
Los drenajes abiertos de áreas clasificadas pueden contener hidrocarburos volátiles con algún riesgo de explosión. Equipos Principales
V-18, Knock Out Drum de Antorcha. Es un recipiente horizontal de 9.6 m de longitud y 2.5 m de diámetro, diseñado a 71 psig.
TK-7, Tanque Slop. Es un tanque de 9 m de diámetro y 3.5 m de altura con una capacidad de 200 m3. En su interior se mantiene una presión de entre 50 y 75 mmCa a través de un sistema de blanketing (válvulas autorreguladoras PCV40026 y PCV-40036).
P-10 A/B, Bombas de Gasolina de Reprocesamiento. Se trata de bombas centrífugas de motor eléctrico BP-70/35 Multistage de Goulds. Cada una bombea el 100% del caudal (66 gpm) a una presión de 500 psig.
P-13 A/B, Bombas de Agua del Tanque Slop. Se trata de bombas centrífugas de motor eléctrico modelo 50-32CPX200. Cada una bombea el 100% del caudal (66 gpm) a una presión de aproximadamente 28 psig.
5.2.
DESCRIPCIÓN DEL PROCESO Drenajes Cerrados Los drenajes cerrados de hidrocarburos provenientes de cada tren de procesos, incluyendo la Unidad de Aminas y la de Ajuste de Punto de Rocío, se conducen por medio de colectores separados al Knock-out Drum de Antorcha de cada tren (1-V-18 y 2-V-18). En los V-18 el nivel se controla mediante las válvulas LV4001, que permiten el flujo de los líquidos por gravedad hacia el tanque slop TK-7. Los drenajes cerrados de hidrocarburos provenientes de áreas comunes se envían en operación al tren 2, aunque está previsto que puedan ser enviados indistintamente al tren 1. Drenajes Abiertos Los drenajes abiertos no presurizados (agua posiblemente contaminada e hidrocarburos líquidos) son recolectados en:
Un colector para áreas no clasificadas, que recibe los drenajes de los pulmones de aire de instrumentos (V-19) y servicios (V-17), del tanque de agua de servicios e incendio (TK-801) y del laboratorio.
Un colector para áreas clasificadas por cada tren de procesos. Estos dos colectores descargan en un colector común para áreas clasificadas.
El colector para áreas no clasificadas y el colector para áreas clasificadas de los trenes de procesos descargan a su vez en el tanque slop (TK-7). Existe además otro colector para áreas clasificadas que recoge los drenajes del área de bombas. Este colector no se encuentra a una altura suficiente como para poder descargar por gravedad en el TK-7. En cambio, descarga en el tanque sumidero de hidrocarburos (V-31), desde donde es impulsado hasta el TK-7 por medio de las bombas del tanque sumidero de hidrocarburos P-31 A/B. Desde el tanque slop TK-7, los hidrocarburos son bombeados hacia el V-8 por medio de las bombas de gasolina de reprocesamiento P-10 A/B, previa medición de caudal en el caudalímetro FT-46033. El agua acumulada en el TK-7 es conducida por medio de las bombas P-13 A/B al tanque skimmer TK-902 para su tratamiento. Las siguientes operaciones pueden ser realizadas:
Bombearlos desde el TK-7 hasta los tanques de almacenamiento de gasolina estabilizada (TK-8 A/B/C) por medio de las bombas P-10 A/B. Esta operación debe realizarse cuando los hidrocarburos estuvieran en buenas condiciones como para mezclarlos con la gasolina estabilizada.
Bombear la gasolina estabilizada desde los tanques de almacenamiento (TK-8 A/B/C) hacia el tanque slop (TK-7) por medio de las bombas P-10. Esta operación debe realizarse cuando la gasolina estabilizada no estuviera en buenas condiciones.
Bombear los hidrocarburos acumulados en el TK-7 hacia los separadores flash de condensado (V-8) para su reprocesamiento, por medo de las bombas P-10.
Esta operación debe realizarse cuando los hidrocarburos tuvieran un excesivo contenido de agua.
Bombear la gasolina estabilizada desde un TK-8 hacia el otro TK-8, por medio de las bombas P-10 ó P-8. Esta operación debe realizarse cuando se quiera retirar de servicio momentáneamente a uno de los dos TK-8.
6. SISTEMA DE DRENAJES DE AMINAS 6.1.
BASES DE DISEÑO El sistema de drenajes de aminas permite juntar el solvente drenado desde todos los equipos de la unidad de aminas y reincorporarlo al proceso. Cada tren de procesos cuenta con un colector de drenajes de aminas de alta presión (HAD) y un colector de drenajes de aminas de baja presión (LAD). Los cuatro colectores descargan a un tanque sumidero común, pero pueden cerrarse individualmente Equipos Principales
6.2.
V-420,Tanque Sumidero de Amina. Es un recipiente horizontal de 12 m de longitud y 1.9 m de diámetro. Tiene capacidad para contener al volumen del equipo más grande de la unidad de aminas (el filtro de carbón activado de amina rica F-409). En su interior se mantiene una presión de entre 50 y 75 mmCa mediante un sistema de blanketing. La presión es regulada por las válvulas autorreguladoras PCV-37098 y PCV-31117. El tanque está provisto de un bafle, de manera de mantener las entradas de los colectores por debajo de un cierto nivel de líquido, y evitar así el flujo reverso de gas y/o líquido. La presión de diseño es 15 psig.
P-420 A/B, Bomba del Tanque Sumidero de Amina. Es una bomba de desplazamiento positivo modelo E2DS 600 de Bornemann Pumps. Cada una está diseñada para bombear el 100 % del caudal operativo (26.5 gpm) con 90 psig a la descarga (en operación normal).
F-420, Filtro del Tanque Sumidero de Amina. Se trata de un filtro tipo canasta que retiene las partículas de 800 µ m y mayores con una eficiencia del 99 %. Tiene una presión de diseño de 150 psig y una caída de presión operativa de entre 1.5 y 10 psi.
DESCRIPCIÓN DEL PROCESO Los drenajes de amina de alta presión (HAD) y los de baja presión (LAD) se recogen en colectores independientes, pero ambos descargan al mismo tanque sumidero de amina V-420. El líquido recuperado es bombeado por las P-420 A/B y filtrado en el F-420 antes de su reinserción al circuito de amina, la cual se lleva a cabo en los filtros 1/2-F-408. Si la amina no se encontrara en condiciones de ser reprocesada, se dispone de una línea que permite su carga a camión desde la descarga de las P-420.
6.3.
FILOSOFÍA DE CONTROL El nivel en el tanque sumidero de amina V-420 se controla mediante la acción de las bombas de desplazamiento positivo P-420 A/B. El transmisor de nivel LT37201 enciende y apaga las P-420 cuando el nivel en el V-420 alcanza los valores “alto” y “bajo” respectivamente, además de encender las alarmas correspondientes.
7. UNIDAD DE REGENERACIÓN / INYECCIÓN DE MEG Cada tren de proceso cuenta con su propio sistema de inyección y regeneración de MEG (monoetilenglicol). A continuación se describe genéricamente uno de ellos, dado que ambos son idénticos. 7.1.
BASES DE DISEÑO La inyección de MEG tiene por objetivo evitar la formación de hidratos en distintos puntos de la planta. La unidad de regeneración se ha diseñado de manera de regenerar el total del caudal de MEG rico proveniente del tren de procesos. El tanque de almacenaje de MEG se ha dimensionado de manera de poder contener al total del inventario de los dos trenes de proceso. Equipos Principales
V-101, Separador Flash de MEG. Es un recipiente horizontal de 4.8 m de longitud y 1.3 m de diámetro. En este separador el glicol que ha sido precalentado se separa del vapor y los hidrocarburos líquidos que contiene. Cuenta con un coalescedor vertical que separa al recipiente en dos parte aproximadamente iguales, y facilita la separación de las dos fases líquidas. La presión de diseño es 120 psig.
V-121, Tanque Sumidero de MEG. Es un tanque horizontal atmosférico, de 1.8 m de longitud y 0.40 m de diámetro.
TK-150, Tanque de Almacenaje de MEG. Es un tanque de 3.5 m de altura y 3.5 m de diámetro, diseñado para una presión de blanketing de 0.16 psig.
F-101 A/B, Filtros de Partículas de MEG. Se trata filtros verticales de 0.30 m de diámetro y 1.1 m de longitud modelo Dynapack 36 MS03-2FD-C150. Cada uno está equipado con 12 elementos filtrantes ECSA-050.9 con una retención de partículas de 50 µ m y una válvula de alivio térmico. Están diseñados para filtrar un caudal operativo de 25 gpm. La presión de diseño es 120 psig.
F-102 A/B, Filtros de Carbón Activado de MEG. Se trata filtros verticales de 0.66 m de diámetro y 1.3 m de longitud modelo CL6N12F2CBZ. Cada uno está equipado con 6 elementos filtrantes 11NC22 y una válvula de alivio térmico. Están diseñados para filtrar un caudal operativo de 8 gpm. La presión de diseño es 120 psig.
F-103 A/B, Filtros Canasta de las Bombas de Inyección de MEG. Son filtros de 0.2 m de diámetro y 0.4 m de longitud con una retención de partículas de 630 50 µ m. Cada uno filtra un caudal de 24.5 gpm. La presión de diseño es 1395 psig.
P-101 A/B, Bombas de Inyección de MEG. Son bombas reciprocantes de una etapa, modelo TD-28 de Union Pumps, con motor eléctrico. Cada una bombea un caudal de 24.5 gpm a 1350 psig.
P-109 A/B, Bombas del Tanque Sumidero de MEG. Son bombas neumáticas de doble diafragma. Cada una bombea 5 gpm a 15 psig en la descarga.
P-150 A/B, Bombas de Reposición de MEG. Son bombas horizontales de cavidad progresiva, modelo EDS 600 de Bornemann Pumps con motor eléctrico. En operación normal bombean 4 gpm a 40 psig en la descarga.
E-101 / H-101 / T-101, Intercambiador MEG-MEG / Regenerador de MEG / Columna del Regenerador de MEG. Estos tres equipos se encuentran
integrados en una sola unidad. La columna del regenerador de MEG T-101 se halla montada sobre el regenerador H-101, de modo que éste último actúa como el reboiler de la primera. En el tope de la T-101 se ha instalado un serpentín que actúa como condensador parcial. Por su interior circula el MEG frío luego de su paso por el E-101. Sobre el serpentín se ubica un demister que impide el escape de las gotas de líquido condensado. En el regenerador de MEG H-101 se encuentran dos serpentines de 2” de diámetro por los cuales cual circula hot-oil. Cada serpentín tiene una longitud total de 68.8 m. El intercambiador MEG-MEG E-101 se ubica debajo del regenerador H101, y recibe de éste al glicol regenerado por rebalse. Esto implica que el H-101 opera siempre inundado. El glicol frío circula por el intercambiador MEG-MEG E-101 a través de un mazo de 104 tubos en U de ¾” BWG 14, intercambiando 1.14 MMBTU/h. El glicol regenerado abandona el E-101 por la zona inferior del mismo, razón por la cual el nivel de líquido podría eventualmente bajar y dejar al descubierto al mazo de tubos. Por este motivo se ha instalado un transmisor de nivel LT-10024 que detiene las bombas de inyección P-101 A y B en caso de nivel bajo. La columna del regenerador T-101 tiene un diámetro de 0.46 m y una altura de 4.76 m. La presión de diseño de la torre es hidrostática y la del serpentín es 120 psig. El regenerador de glicol H-101 mide 1.3 m de diámetro y 6.35 m de longitud; el serpentín que se encuentra en su interior está diseñado a 85 psig. El intercambiador MEG-MEG E-101 mide 6 m de longitud y 0.5 m de diámetro. Sus tubos están diseñados a 120 psig. 7.2.
DESCRIPCIÓN DEL PROCESO La solución de MEG rico en agua proveniente de la bota del separador frío V-2 se envía al módulo de regeneración a través de la válvula de control de nivel de glicol del V-2, la cual reduce la presión del mismo. A continuación se precalienta en el intercambiador MEG-MEG E-101 (donde enfría al glicol regenerado) y luego en el serpentín que se encuentra en el tope de la columna del regenerador de MEG T-101 (donde se elimina la humedad residual). Finalmente entra al separador flash de MEG V-101. En el V-101 se produce la desgasificación del glicol y la separación de hidrocarburos líquidos presentes. Estos hidrocarburos quedan separados del glicol por medio de un bafle, y su nivel se controla mediante la válvula LV10029, que permite su drenaje hacia el colector de drenajes cerrados. No obstante la presencia del bafle, se ha observado que en ocasiones la separación entre las dos fases líquidas no es completa, y entonces parte de líquido acuoso puede encontrarse del lado de los hidrocarburos. Para evitar la acumulación de agua en estos casos, se ha instalado un visor de nivel de interfase, y un transmisor de nivel de interfase con alarma de alta. Esta alarma indica al operario que debe verificar que efectivamente se ha acumulado agua del lado de hidrocarburos, y de ser así, permitir su evacuación a drenaje abierto mediante la válvula provista a tal fin (BF-110086). La presión en el V-101 se mantiene entre 26 y 32 psig mediante un sistema de blanketing (válvulas autorreguladoras PCV-10019 y PCV-10020).
Al salir del V-101, el total del caudal de MEG pasa por uno de los filtros de cartuchos de partículas de MEG, F-101. A continuación, aproximadamente un tercio del caudal pasa por los uno de los filtros de carbón activado F-102. Aguas abajo de los filtros se encuentra la válvula LV-10027, que controla en nivel del MEG en el V-101. Luego de pasar por la válvula LV-10027, el MEG es conducido hacia el regenerador de MEG, H-101. En condiciones normales, el MEG ingresa directamente a la carcasa del H-101. Existe una entrada alternativa a través de la columna del regenerador de MEG (T-101) pero los cálculos han demostrado que esta entrada podría ocasionar inconvenientes y no debería ser utilizada. En el regenerador se eleva la concentración de la solución hasta el valor especificado. El calor para el calentamiento del H-101 se obtiene a través del sistema de hot-oil. El MEG regenerado se enfría en el E-101 intercambiando calor con el MEG diluido que entra al módulo y se bombea a los puntos de inyección a través de las bombas P-101 A/B previo paso por los filtros canasta de las bombas de inyección de MEG, F-103 A/B. Dado que las bombas P-101 son de desplazamiento positivo, el caudal de MEG que se envía efectivamente a los puntos de inyección se regula mediante tres by-passes. Uno se encuentra inmediatamente a la descarga de las P-101. Los otros dos by-passes se encuentran uno en cada sub-tren de la Unidad de Ajuste de Punto de Rocío, antes del intercambio de calor en la bota de los separadores fríos V-2 A y B. Parte del MEG se hace circular a través de los serpentines de la botas con el objeto de calentar el glicol condensado en la misma para disminuir su viscosidad y facilitar su salida. Luego de este intercambio de calor se mide el caudal de MEG en cada sub-tren por medio de los transmisores FIT-4017 A y B. A continuación el MEG es conducido hacia los puntos de inyección. El caudal inyectado en cada punto es medido individualmente por un transmisor de caudal y regulado por medio de una válvula aguja.
Punto de Inyección
Transmisor de Caudal
Válvula Aguja
Caudal a Inyectar (gpm)
E-1 A
FIT-04018 A
NF-104076 A
2.36
E-1 B
FIT-04032 A
NF-104077 A
2.36
E-1 C
FIT-04033 A
NF-104078 A
2.36
E-3 A
FIT-04020 A
NF-104079 A
0.26
E-3 B
FIT-04034 A
NF-104080 A
0.26
E-2 A
FIT-04022 A
NF-104081 A
3.5
E-1 D
FIT-04018 B
NF-104076 B
2.36
E-1 E
FIT-04032 B
NF-104077 B
2.36
E-1 F
FIT-04033 B
NF-104078 B
2.36
E-3 C
FIT-04020 B
NF-104079 B
0.26
E-3 D
FIT-04034 B
NF-104080 B
0.26
E-2 B
FIT-04022B
NF-104081 B
3.5
Periódicamente, para compensar las pérdidas producidas por arrastre en el V-2 y en la regeneración, se repone MEG puro al sistema. Se estima que esta reposición deberá hacerse a razón de 1320 galones por mes. Se cuenta para ello con un Tanque de Almacenaje de MEG, TK-150 y con la bomba de Reposición P-150, que permite reponer MEG al H-101. 7.3.
FILOSOFÍA DE CONTROL La temperatura de fondo del H-101 se controla regulando el caudal de Hot Oil mediante la válvula TV-10003. En cada punto de inyección se mide y transmite a sala de control el caudal de MEG, cuyo set-point se establece en base al caudal de gas tratado.
8. SISTEMA DE PROPANO Cada tren de proceso cuenta con su propio sistema de refrigeración con propano. A continuación se describe genéricamente uno de ellos, ya que ambos son idénticos. 8.1.
BASES DE DISEÑO El sistema de refrigeración ha sido diseñado con un margen de seguridad del 15% considerando la máxima temperatura ambiente de diseño y el máximo caudal de gas. El sistema está provisto de 5 compresores tipo tornillo accionados por motor a gas, de los cuales uno opera en stand-by. Tanto la succión como la descarga de todos los compresores están conectadas a colectores comunes a ambos trenes. Asimismo, existen cuatro aerocondensadores por cada tren, pero los ocho reciben el propano vapor del colector de descarga de los compresores, y descargan el propano condensado a otro colector común, que lo conduce hasta un tanque acumulador. De esta forma, el sistema de refrigeración cuenta con equipos comunes a ambos trenes de proceso:
Los compresores
Los aerocondensadores de propano
El tanque acumulador de propano
y equipos no comunes:
Scrubbers de succión de los compresores de propano
Economizadores de propano
Chillers
Enfriadores de tope de torre estabilizadora
Equipos Principales
1/2-A-5 A/B/C/D, Aerocondensador de Propano. No obstante los prefijos 1 y 2, las entradas y salidas de los dos aerocondensadores de propano se hallan conectadas a colectores comunes a ambos trenes de procesos. Cada una de las dos unidades consta de 4 bahías con 2 ventiladores por bahía. Cada bahía mide
3.5 m de ancho y tiene 290 tubos de 1” BWG 14 de 12 m y longitud. Las dos unidades en conjunto intercambian un total de 22 MMBTU/h.
E-2 A/B, Chiller (dos por tren). Son intercambiadores tipo marmita, con un diámetro de coraza de 1.35 m y un mazo de 477 tubos en U de ¾ “ BWG 14 y 6 m de longitud. En cada uno se intercambian 3.7 MMBTU/h. El propano líquido se evapora en la coraza con el calor que le cede el gas que circula por los tubos. Cada chiller está provisto de una bota por la cual circula propano líquido caliente a través de un serpentín. Esto tiene por finalidad disminuir la viscosidad del aceite de los compresores que puediera haberse mezclado con el gas, facilitando su drenaje.
E-8 A/B, Enfriador de Tope de Torre Estabilizadora (dos por tren). Son mazos de 45 tubos en U de ¾” BWG 14 y 1.05 m de longitud. Cada uno intercambia 60000 BTU/h.
V-10 , Scrubber de Succión del Compresor de Propano (uno por tren). Se trata de un scrubber de 1.3 m de diámetro y 2.4 m de altura. Está provisto de un demister de 0.15 m de espesor y cuatro serpentines concéntricos de 8 espiras cada uno en la parte inferior. Está diseñado a 250 psig.
V-13 , Economizador de Propano (uno por tren). Es un separador vertical de 2.9 m de altura y 1 m de diámetro. Está equipado con un demister de 0.15 m de espesor en la parte superior. La presión de diseño es 350 psig.
V-9, Acumulador de Propano (común a ambos trenes). Es un recipiente horizontal de 1.7 m de diámetro y 9.6 m de longitud, provisto de una bota de 0.5 m de altura. La presión de diseño es 350 psig.
V-20 , Tanque de Propano (común a ambos trenes). Se trata de un recipiente horizontal de aproximadamente 22 m de longitud y 2.45 m de diámetro. En su interior se almacena el propano que se descarga de camiones. El V-20 está diseñado a 250 psig.
P-20 A/B, Bomba de Carga-Reposición de Propano (comunes a ambos trenes). Estas bombas cumplen una doble función: cargar el Tanque de Propano V-20 desde los camiones (si los camiones no están provistos de bombas) reponer propano líquido al sistema desde el V-20 hacia el Acumulador de Propano V-9. Son bombas centrífugas modelo Hipress 8 ALC de M. Schmitt & Cia. Cada una bombea 45 gpm con una presión de 135 psig en la succión y 227 psig en la descarga.
K-1 A/B/C/D/E, Compresor de Propano (4 + 1 spare, comunes a ambos trenes). Son compresores tipo tornillo modelo Delta 5 de Gea Grasso, con motor a gas P48GLD de Waukesha. Cada uno comprime un total de 49980 lb/h, de las cuales 17880 lb/h ingresan al compresor en la interetapa. Las presiones de succión, interetapa y descarga son respectivamente 15.3 psig, 72.4 psig y 260.3 psig. El consumo de gas combustible de cada unidad es de 10100 SCFH. Cada una cuenta además con un sistema de refrigeración entre las dos etapas y con un sistema de refrigeración de aceite lubricante.
D-1, Deshidratador de Salida de Propano (uno por tren). Cada uno está provisto de un cartucho de tamiz molecular, de 0.25 m de diámetro y 0.9 m de longitud aproximadamente. La presión de diseño es 350 psig.
8.2.
D-2, Deshidratador de Entrada de Propano (uno por tren). Cada uno está provisto de un cartucho de tamiz molecular, de 0.20 m de diámetro y 0.8 m de longitud aproximadamente. La presión de diseño es 350 psig.
DESCRIPCIÓN DEL PROCESO El propano líquido descargado de camiones se almacena en el tanque horizontal V-20 La carga del sistema de refrigeración se realiza a través de las bombas P20 A/B, previo pasaje por el deshidratador de propano D-2 en el acumulador de propano V-9. La reposición puede realizarse directamente desde el V-20 a los chillers (1/2-E-2 A/B) sin necesidad de utilizar las bombas, ya que la presión a la que se encuentra el propano en el V-20 así lo permite (el propano en los chillers se encuentra aproximadamente a 19 psig, mientras que la presión normal en el V-20 es de alrededor de 120 psig @ 77 °F. El propano líquido del acumulador de propano V-9 pasa a través del deshidratador de propano D-1, desde allí se subenfría en el serpentín del Separador de Succión V-10. A continuación se enfría aun más al vaporizarse parcialmente en el Economizador V-13. En este último el vapor es separado y conducido a la interetapa de los compresores de propano, mientras que el líquido se envía al Chiller E-2 donde se evapora para enfriar el gas de entrada a planta hasta la temperatura requerida para obtener el punto de rocío especificado. El propano vapor del Chiller, E-2 se envía al Scrubber de Succión de Propano, V-10 donde las gotas de propano líquido arrastradas son separadas para evitar que ingresen a los compresores. Estas gotas se acumulan en el fondo del V-10, donde se vaporizan gracias al propano caliente que circula por el serpentín. El propano vapor del V-10 ingresa a los compresores de propano K-1 A/B/C. El propano comprimido se enfría y condensa en los aeroenfriadores A-5 A/B/C/D para pasar al acumulador V-9, reiniciando de esta manera el circuito. El aceite lubricante de cada Compresor de Propano se enfría en su respectivo aeroenfriador externo A-51 A/B/C. Tanto el colector de interetapa de los compresores como el de descarga están conectados con los chillers (1/2-E-2 A/B) mediante líneas de drenaje por gravedad. Estas líneas permiten drenar líquidos condensados, y están provistas de placas orificio para limitar el caudal.
8.3.
FILOSOFÍA DE CONTROL El caudal de propano circulante es medido en los transmisor tipo vortex FT05013 y FT-05014, ubicado en la fase líquida aguas abajo del V-13. Los aerocondensadores de propano poseen un controlador de temperatura que fija el valor deseado de velocidad de uno de los dos ventiladores de manera tal que tanto la temperatura como la presión del Acumulador de Propano se mantengan constantes. También se cuenta con persianas accionadas manualmente por el operador desde sala de control.
9. SISTEMA DE ACEITE TÉRMICO Cada tren de proceso cuenta con su propio Sistema de Aceite Térmico. A continuación se describe genéricamente uno de ellos, dado que ambos son idénticos. 9.1.
BASES DE DISEÑO
El Sistema de Aceite Térmico está diseñado para proveer de calor al reboiler amina (E-402), al reboiler de la torre estabilizadora (E-13) y al regenerador de MEG (H101) en la Unidad de Ajuste de Punto de Rocío. El medio calefactor es el aceite Turbina R-32 de Repsol-YPF. El mismo circula a través de un sistema cerrado entre el Horno de Aceite Térmico y los equipos previamente mencionados, con un caudal de 792700 lb/h. La circulación se mantiene por medio de las bombas P-216 A/B/C. La presión del Aceite Térmico a la descarga de las mismas es de 55 psig. Equipos Principales
E-402, Reboiler de Amina (lado carcasa). Ver descripción en la sección de Unidad de Endulzamiento.
E-13, Reboiler de la Estabilizadora (lado tubos). Ver descripción en la sección de Estabilización.
H-101, Regenerador de MEG (lado tubos). Ver la descripción en la sección de Unidad de Regeneración / Inyección de MEG.
V-216, Tanque de Expansión de aceite térmico. Es un recipiente horizontal de 1.4 m de diámetro y 7.2 m de longitud. Está diseñado a una presión de 85 psig.
P-216 A/B/C, Bombas de Aceite Térmico. Se trata de bombas centrífugas VIL 6X10X17 M de Flowserve S. A., impulsadas por motor eléctrico. Cada una está diseñada para bombear 1230 gpm desde 3 psig en la succión hasta 60 psig en la descarga en condiciones normales.
H-201, Horno de Aceite Térmico. El H-201 es un horno vertical alimentado por gas natural. Está compuesto por tres secciones principales: La sección radiante La sección convectiva La chimenea El caudal de aceite térmico que ingresa al horno se divide en dos partes, que circulan en paralelo por la sección radiante y por la sección convectiva. La sección radiante se encuentra en la parte inferior del horno. En ella se produce el intercambio más importante de calor. Tiene un diámetro de 4.6 m y una altura de 12.2 m. El aceite térmico circula por un serpentín vertical formado por 38 tubos de 6.6 ” de diámetro y 11 m de longitud. . El gas se quema en 6 quemadores de 0.5 m de diámetro de abertura. La sección convectiva se encuentra sobre la radiante, y está provista de un serpentín formado por 24 tubos lisos y 40 tubos aletados. Los tubos están dispuestos horizontalmente y miden 6.6 “ de diámetro por 4.2 m de longitud. El gas utilizado como combustible es una mezcla de fuel gas proveniente del V-11 y del gas de flash proveniente de la columna lavadora de flash de amina, T-404. El calor total entregado al aceite térmico es 47.5 MMBTU/h.
9.2.
DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
El Horno de aceite térmico (H-201) está diseñado para calentar el medio calefactor desde 329 ºF hasta 518 ºF. Estas temperaturas son suficientes para entregar el calor requerido en los distintos sectores del proceso, permiten también compensar las pérdidas de calor en el sistema de cañerías. El Horno de Aceite Térmico es de cuatro pasos y de fuego directo y está equipado con seis quemadores de gas combustible. El gas combustible a cada quemador es automáticamente ajustado a través del control de temperatura de salida de aceite térmico (TIC-39016), de manera de mantener una temperatura constante del medio calefactor. La corriente caliente de salida del Horno de Aceite Térmico fluye hacia el reboiler del regenerador de amina, hacia el reboiler de la estabilizadora y hacia el regenerador de glicol. Antes de ingresar al Reboiler de Amina, el aceite térmico se mezcla con una parte del aceite que ya ha pasado por los servicios, enfriándose hasta 375 °F. La corriente ingresa luego a la carcasa del reboiler, enfriándose desde 375 ºF hasta 271 ºF. La corriente enfriada de aceite fluye hacia el Tanque de Expansión de Aceite Térmico (V-216). En el Reboiler de la Estabilizadora de gasolina, la corriente ingresa al lado tubos enfriándose desde 518 ºF hasta 410 °F, a medida que le transfiere el calor a la gasolina estabilizada que sale de la Torre Estabilizadora y que se dirige a la carcasa del Reboiler. La corriente enfriada del medio calefactor fluye hacia el Tanque de expansión de aceite térmico (V-216). En el Regenerador de MEG, la corriente de hot oil ingresa a los tubos enfriándose desde 518 ºF hasta 410 ºF, a medida que le transfiere calor a la solución de glicol que está en el lado carcasa. La corriente enfriada de medio calefactor fluye hacia el Tanque de expansión de aceite térmico (V-216). El Tanque de Expansión de Aceite Térmico sirve para absorber los cambios en el volumen del medio calefactor, que resultan de las variaciones en su temperatura. La presión en el tanque se mantiene entre 3 y 5 psig, a través de un sistema de gas de blanketing que introduce gas combustible al tanque, a través de la válvula autorreguladora de presión PCV-31004, y libera el exceso de gas de blanketing a través de la válvula PCV-31014. Normalmente no hay flujo a través de cada una de estas reguladoras. El medio calefactor se bombea desde el tanque de expansión a través de las bombas P-216 A/B/C, completando el circuito del medio calefactor. 9.3.
FILOSOFÍA DE CONTROL La carga térmica del Reboiler de la Torre Regeneradora de Amina se controla midiendo directamente la temperatura de la cabeza de esta torre, a través del controlador TIC-37051. Este controlador abre o cierra la válvula FV-31019 para ajustar la circulación del medio calefactor según sea necesario. La carga térmica del Reboiler de la Torre Estabilizadora de Gasolina se controla midiendo directamente la temperatura del fondo de la torre, a través del controlador TIC-46004. Este controlador abre o cierra la válvula TV-46004 para ajustar la circulación del medio calefactor según sea necesario. La carga térmica del Regenerador de Glicol se controla midiendo directamente la temperatura de fondo de esta torre, a través del controlador TIC-10003. Este controlador abre o cierra la válvula TV-10003 para ajustar la circulación del medio calefactor según sea necesario.
Durante la operación invernal, una parte del aceite térmico puede derivarse al serpentín calefactor del Tanque de Almacenaje de Amina Pura (TK-409). De esta manera se mantiene a dicho solvente calefaccionado y se evitan problemas de bombeo por alta viscosidad. 10. SISTEMA DE FUEL GAS 10.1. BASES DE DISEÑO Equipos Principales
V-11 A/B, Separador de Fuel Gas. Son separadores verticales de 1.8 m de altura y 0.76 m de diámetro, provistos de un demister de 0.15 m de espesor.
HE-1 A/B, Calentadores Eléctricos de Fuel Gas. Son calentadores modelo C68F18N120M4ERJWJ de Gaumer. Cada uno consume una potencia de 140 kW.
10.2. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO El gas combustible requerido por la planta es captado de la línea de salida de la planta de dew-point y acondicionado en los separadores V-11 A/B. Su distribución se realiza a una presión regulada de 100 psig. El gas se utiliza como combustible del horno, en los motores de los generadores eléctricos, como gas de purga y encendido de antorcha y como gas de blanketing. Si llegara a efectuarse una parada de planta, al cerrar la válvula de shutdown de salida SDV-60012 aun se podría contar con fuel gas durante un cierto tiempo, ya que el mismo gasoducto actúa como pulmón. Cuando el gasoducto no pudiere proporcionar el caudal de fuel gas requerido, puede cerrarse la válvula SDV51015 (bloqueando el acceso del gas desde el gasoducto hacia el sistema de fuel gas) y abrirse la válvula SDV-45010. Esta última habilita el paso del gas desde un colector que recoge gas sin tratar desde los separadores de entrada (V-1) y los separadores de prueba (V-4). El gas sin tratar puede entonces ser usado como fuel gas en circunstancias especiales. Como se dijo, el colector sin tratar recibe gas de líneas provenientes desde el V4 y los V-1. Cada una de estas líneas puede habilitarse individualmente mediante válvulas instaladas a tal fin. Cuando se utilice gas sin tratar como fuel gas debe ponerse en funcionamiento los calentadores eléctricos HE-1 A/B. 11. SISTEMA DE GENERACIÓN DE ENERGÍA 11.1. BASES DE DISEÑO La energía eléctrica requerida para el accionamiento de motores eléctricos, comando, iluminación, etc, se genera en la planta mediante cinco generadores G-1 A/B/C/D/E accionados a gas. Cada uno genera una potencia de 1730 HP. Además se cuenta con un generador auxiliar G-2 de 804 HP, accionado por un motor diesel. El sistema de generación es trifásico en 480 V – 60 Hz. El fuel gas utilizado es filtrado previamente en los filtros F-28 A/B/C/D/E 1-1/2.
12. SISTEMA DE AIRE DE INSTRUMENTOS, SERVICIOS Y ARRANQUE 12.1. BASES DE DISEÑO Este sistema consta de tres compresores rotativos (uno de reserva) que suministran aire comprimido para
el arranque de los motores diesel de las bombas de agua de incendio y de los generadores de emergencia
el arranque de los motores a gas
instrumentos
servicios generales
El acumulador de aire de instrumentos ha sido diseñado para un suministro de 15 minutos sin la operación de los compresores. Equipos Principales
K-3 A/B/C, Compresor de Aire de Instrumentos. Son compresores tipo tornillo, modelo LS-12 60 XH de Sullair. Cada uno comprime 137 SCFM – lo que equivale al 50 % del caudal total – desde condiciones atmosféricas hasta 175 psig y 131 °F (máx.). Están provistos de filtros de succión que retienen las partículas superiores a 10 µ m.
S-1 A/B, Secador de Aire de Instrumentos. Son secadores de aire comprimido basados en alúmina activada y tamices moleculares. Cada uno está diseñado para tratar un caudal de 240 SCFM de aire a la salida – lo cual correspondiente al 100% del caudal total – ajustando su punto de rocío hasta –40 °F @ 0 psig.
V-19, Acumulador de Aire de Instrumentos. Es un recipiente horizontal de 9.6 m de longitud y 1.7 m de diámetro. Está diseñado a una presión de 205 psig.
V-30, Acumulador de Aire de Arranque de Compresores V-30. Es un recipiente horizontal de 45 m de longitud y 0.76 m de diámetro. Está diseñado a una presión de 205 psig.
V-17, Acumulador de Aire de Servicios. Es un recipiente horizontal de 3 m de longitud y 0.97 m de diámetro. Está diseñado a una presión de 205 psig.
12.2. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO El aire es comprimido en los compresores de aire rotativos (K-3 A/B/C). Luego atraviesa una serie de equipos de acondicionamiento, a saber:
Prefiltros
Coalescedores
Secadores de Aire (S-1 A/B)
Postfiltros.
Una vez comprimido y seco el aire tiene tres destinos:
El Acumulador de Aire de Instrumentos (V-19)
El Acumulador de Aire de Arranque de Compresores (V-30), previo paso por la válvula autorreguladora PCV-33024
El Acumulador de Aire de Servicios (V-17), previo paso por la válvula autorreguladora PCV-33007
12.3. FILOSOFÍA DE CONTROL Si la presión a la salida de los secadores llegara a caer por debajo de 75 psig, las válvulas autorreguladoras PCV-33024 y PCV-33007 se cerrarían, enviando todo el aire disponible al V-19. De esta forma se dispondría de aire de instrumentos para tomar las medidas necesarias. 13. SISTEMA DE AGUA TRATADA 13.1. BASES DE DISEÑO El objeto de este sistema es acondicionar el agua de servicio a fin de utilizarla como agua de reposición en el sistema de tratamiento de gas con aminas. Para mantener la concentración de la solución de aminas dentro de los valores operativos debe reponerse agua al sistema en forma regular. El agua de reposición debe cumplir con las siguientes características para ser adecuada para el proceso: Total de sólidos disueltos
< 100 ppm
Total de dureza
< 50 ppm
Cloruros (Cl)
0 ppm
Sodio (Na)
< 3 ppm
Potasio (K)
< 3 ppm
Hierro (Fe)
< 10 ppm
Equipos Principales
TK-421, Tanque de Almacenaje de Agua Tratada. Es un tanque atmosférico de 5 m de altura y 7.9 m de diámetro. Está construido en acero al carbono y pintado interiormente con una resina epoxi.
P-421 A/B, Bomba de Agua de Reposición. Se trata de bombas centrífugas modelo 196 ST 1X1, 5-6 de M. Schmitt y Cia con motor eléctrico. Cada una bombea 44 gpm (100 % del caudal} a una presión de 60 psig en la descarga.
M-830 A/B, Unidad de Osmosis Inversa. Está diseñada para desmineralizar 17.5 gpm de agua. Se estima que se la utilizará durante 6 horas por día. La unidad cuenta con un sistema de contralavado de las membranas que se resaliza automáticamente.
13.2. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO El agua a tratar proveniente del Tanque de Almacenaje de Agua de Servicio / Incendio (TK-801) es alimentada a la Unidad de Osmosis Inversa, M-103, por medio de las bombas de agua de servicio P-862 A/B. Al ingresar a la unidad de osmosis, el agua pasa por un filtro de carbón activado, encargado de reducir el contenido de cloro libre hasta valores aceptables para la operación segura de las membranas.
El contenido de cloro libre residual máximo permitido a la entrada del Filtro de Carbón Activado de la Unidad de Osmosis Inversa es de 0.6 ppm. Se recomienda monitorear este valor, regulando la dosificación de cloro en el tanque de Agua de Incendio, TK-1, en caso de ser necesario.
Luego de pasar por el filtro de carbón activado el agua es microfiltrada, previo a su ingreso a las membranas, mediante un filtro con cartuchos intercambiables de 5 µ m. Por medio de una bomba de alta presión, el agua es dirigida a las membranas, para su tratamiento. De estas surgen dos corrientes, una con alto porcentaje de sólidos disueltos y una con bajo contenido de sólidos disueltos. El rechazo de las membranas, corriente de alto contenido de sólidos disueltos, se envía a la cámara de dilución M-902 por medio de una válvula reguladora. El caudal esperado es de entre el 40 y el 60 % el total. El agua que sale de las membranas como producto, corriente con menor contenido de sólidos disueltos, es sometida a un pulido con un Electrodeionizador Continuo (EDIC) para lograr la calidad deseada y finalmente es enviada al tanque de almacenaje de agua tratada TK-421. El rechazo de los EDIC es enviado a drenaje. A la salida de la unidad de osmosis se mide la conductividad del agua tratada, esperándose un valor de 1.3 mS/cm. El caudal de agua producido es de alrededor de 4 m3/h Para reponer agua tratada al sistema de aminas, se incorpora la misma por medio de las bombas de agua tratada, P-421 A/B, que toman el agua del tanque de Agua Tratada, TK-421. 13.3. FILOSOFÍA DE CONTROL El Tanque de Agua Tratada (TK-421) posee un transmisor de nivel que permite tener indicación del inventario de agua en el tanque y proceder a poner en funcionamiento la unidad de ósmosis para reponerlo en caso de bajo nivel, y detenerla en caso de alto nivel. Para mayor información sobre la unidad y su modo de operación referirse al Manual del Proveedor. 14. SISTEMA DE AGUA DE INCENDIO Y SERVICIOS 14.1. BASES DE DISEÑO El Sistema de Agua de Incendio y Servicios cuenta con un solo tanque de almacenaje (TK-801). El mismo tiene una capacidad total de aproximadamente 4225 m3, de los cuales 4000 m3 están reservados exclusivamente para incendio. Este volumen corresponde a 6 horas de bombeo a un caudal de diseño de 665 m3/h. Equipos Principales
TK-801, Tanque de Agua de Incendio y Servicios. Es un tanque atmosférico de 14 m de altura y 20 m de diámetro. Está construido en acero al carbono. La salida de agua de servicios se encuentra a una altura de 13 m , de modo de dejar una reserva de agua para incendios en la parte inferior.
TK-851 A/B, Tanques Diarios de Diesel.
P-861 A/B, Bombas de Transferencia de Agua Filtrada. Son bombas centrífugas AP65/60 de M. Schmitt y Cia, impulsadas por motor eléctrico. Cada una está diseñada para bombear el 100 % del caudal (65 gpm) a 435 psig en la descarga.
P-862 A/B, Bombas de Transferencia de Agua de Servicios. Son bombas centrífugas 196 ST 1x1, 5-8 de M. Schmitt y Cia, impulsadas por motor eléctrico. Cada una está diseñada para bombear el 100 % del caudal (66 gpm) con 14 psig en la succión y 435 psig en la descarga.
P-801 A/B, Bombas Principales Diesel de Incendio. Son bombas centrífugas modelo RDL 250-500 BP de KSB Arg impulsadas por motor diesel. Cada una bombea 2930 gpm a 150 psig en la descarga.
P-802 A/B, Bombas Jockey . Son bombas centrífugas modelo 196 MR 1x2-10 de M. Schmitt y Cia impulsadas por motor eléctrico. Cada una bombea 66 gpm a 150 psig en la descarga.
M-861, Planta de Tratamiento de Agua. Está diseñada para tratar 66 gpm para que cumpla con los siguientes requerimientos: Turbidez < 1 NTU pH entre 7 y 8.5
M-860 A/B, Unidades de Cloración. Están construidas en polietileno. Cada una cuenta con dos bombas de diafragma (una en stand-by) modelo 033 de Milenium y un tanque de almacenaje de 14 ft3 de capacidad. La dosis inyectada es proporcional al caudal de agua tratada. PRECAUCIÓN!!! No se permite el uso de agua de servicio como agua potable.
14.2. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO El agua se bombea desde la cámara de entrada de agua de río de la cámara de dilución M-902 con una de las bombas de agua sin tratar P-864 A/B hacia la Planta de Tratamiento de Agua M-861. Desde allí es bombeada por una de las bombas de transferencia de agua filtrada P-861 a través de la Unidad de Cloración (M-860) y hacia el Tanque de Almacenaje (TK-801). El sistema de agua de incendio consta de dos bombas jockey P-802 A/B, del tipo centrífugas con motor eléctrico, que operan en forma discontinua para mantener la red a una presión de aproximadamente 150 psig, y dos bombas principales con motor diesel P-801 A/B de 100 % de capacidad de bombeo. El agua de servicios es tomada de la parte superior del TK-801 y bombeada por las P-862 A/B a los siguientes destinos:
Edificio de Control y Almacén
Distribución de Agua de Servicio
Tratamiento de agua para reposición en el sistema de aminas (M-830)
14.3. FILOSOFÍA DE CONTROL La cloración es proporcional al caudal de agua que ingresa al tanque de almacenaje, medido con el caudalímetro FT-86006. El tanque se llena de manera automática por medio de control de nivel a través de la válvula LV-80001.
Las bombas jockey trabajan en forma discontinua accionadas por el presóstato de alta / baja presión PAH / PAL-8006, de manera de mantener la presión en el anillo en un valor cercano a los 150 psig. Si llegara a abrirse un hidrante, un monitor o un sistema de rociadores, el caudal bombeado por las bombas jockey no alcanzará para cubrir estas necesidades y la presión en el anillo disminuirá. Cuando la presión en el anillo alcance el valor de set del presóstato PAL-80022, se producirá el arranque automático de la bomba P-801 que hubiera sido seleccionada como principal mediante el switch HS-80022. Si después de un determinado tiempo no se reestableciera la presión en el anillo, arrancará automáticamente la P-801 seleccionada como spare. 15. SISTEMA DE AGUA POTABLE 15.1. BASES DE DISEÑO El agua potable se recibe desde el campamento de Petrobras a través de una cañería de PEAD (polietileno de alta densidad) de 2” y se almacena en el Tanque de Almacenaje de Agua Potable TK-863 y en el Tanque Elevado-01. El tanque elevado se encuentra en la misma terraza que el TK-863 y por ende no puede ser alimentado desde el último. Desde el TK-863 se realiza la distribución de agua potable a edificios, duchas de seguridad y lavaojos. Desde el Tanque Elevado-01 se alimenta la lluvia de seguridad N° 1. 16. UNIDAD DE TRATAMIENTO DE AGUA DE PROCESO La Unidad de Tratamiento de Agua de Proceso está diseñada para tratar 190 gpm de agua oleosa. 16.1. BASES DE DISEÑO Equipos Principales:
TK-902, Tanque Skimmer. Es un tanque de 4.5 m de diámetro y 4.5 m de altura, con una capacidad de 2260 ft3. En su interior se mantiene una presión de entre 50 y 75 mmCa mediante un sistema de blanketing, a través de las válvulas autorreguladoras PCV-90028 y PCV-90029. Está diseñado para tratar alrededor 190 gpm de agua oleosa, separando gran parte de los hidrocarburos presentes. de En su interior se encuentra un distribuidor central vertical, alrededor del cual están montados dos platos circulares. Sobre el distribuidor y debajo de cada plato están las ranuras que permiten la entrada y salida del líquido. El agua oleosa ingresa directamente al distribuidor central, y sale del mismo por las ranuras que se encuentran debajo del plato superior. En la zona comprendida entre los platos se produce una primera separación entre la el agua y el aceite, y se establece la interfase. El aceite asciende hasta la cara superior del plato y es extraído del tanque por rebalse. El agua desciende por debajo del plato inferior e ingresa por las ranuras que se encuentran debajo del mismo otra vez al distribuidor central. En esta zona continúan separándose los restos de aceite que hubieran sido arrastrados con el agua.
Finalmente el agua es retirada del distribuidor central y conducida hasta el exterior del tanque.
V-22, Separador de Agua Oleosa. Es un separador trifásico de 1.5 m de diámetro y 3.35 m de longitud, pintado interiormente con epoxi. Su interior se mantiene a una presión de entre 3 y 8 psig mediante un sistema de blanketing (válvulas autorreguladoras PCV-90001 y PCV-90011). Está provisto de un coalescedor y un bafle.
V-901, Desgasificador. Es un separador vertical de 1.5 m de diámetro y 3.4 m de altura. Su presión de diseño es 71 psig.
M-900, Unidad de Flotación. Es un modelo Quadricell Q-1 de Vivendi. Está diseñada para un caudal de 210 gpm.
M-902, Cámara de Dilución. La cámara de dilución M-902 es una estructura ubicada a orillas del Río Pilcomayo que cumple dos funciones simultáneamente: Servir como pozo de succión para las bombas de agua de río P-864 A/B, que alimentan a la Planta de Tratamiento de Agua M-861. Servir como lugar para la mezcla y dilución del agua de producción proveniente de la Planta de Proceso con agua de río, impulsada por las bombas de agua de dilución P-902 A/B/C, previo a su disposición final. Las bombas P-902 elevan el agua desde el río hasta la cámara de dilución, el caudal será el requerido para la dilución y para alimentar la Planta de Tratamiento de Agua. Este caudal ingresa al sector de la cámara que actúa como pozo de bombeo de las bombas de agua de río P864 A/B, una en operación y otra en stand-by, saliendo del mismo a través de un vertedero que mantiene un nivel de agua constante en el mismo, asegurando así la inundación de la succión de las bombas. El sector tiene una capacidad de 1070 galones, equivalente a dieciséis minutos de tiempo de residencia. El agua necesaria para la dilución desborda por encima de un vertedero recto de 1.5 m de longitud hacia la zona de mezcla, allí se incorpora la corriente salina de agua proveniente de la planta de proceso mediante una cañería de 6” de diámetro que posee diez orificios de 20 mm de diámetro cada uno, igualmente espaciados, de manera que distribuya el flujo uniformemente. La mezcla se promueve por la turbulencia generada en la lámina de agua que cae del vertedero y luego, por los cambios de dirección y circulación a través de ventanas alternadas practicadas en dos muros consecutivos. La dilución se completa por la circulación por un camino laberíntico para descargar finalmente a la cámara de salida al río mediante un vertedero recto de 1.5 m de longitud recta. El volumen total de estos sectores es de 5675 gal, resultando en un tiempo de residencia de 2,5 minutos. La cámara de dilución tiene orificios en los muros que delimitan los diferentes sectores a fin de evitar la acumulación de sólidos sedimentables, y permitir su vaciado en caso de salida de servicio.
M-903, Cámara de Agua de Residuo. La cámara de agua de desecho M-903 es una estructura que deberá servir como punto de conexión con la atmósfera del caño de polietileno de alta densidad que va desde la Planta de Proceso al río. Esta cámara recibirá el agua de rechazo de la Unidad de Ósmosis Inversa, el agua de desecho de la Unidad de Flotación y el agua de desecho de la Laguna de Retención. El agua ingresa a la cámara y desborda por encima de un vertedero recto de 0.88 m de alto y del largo total de la cámara hacia la zona de descarga hacia el río. El caño de polietileno por el que se envía el agua de desecho al río es de 160 mm de diámetro y tiene un switch con alarma por bajo caudal. El volumen total de la cámara es 1181 galones.
B-906 A/B, Lecho de Secado. Es un lecho de secado de arena, que cumple la función de reducir el contenido de agua de los barros oleosos provenientes de la Unidad de Flotación M-900, antes de su disposición. Se trata de un lecho rectangular convencional con paredes laterales que encierran capas de arena y grava. Está provisto de un sistema de drenaje para retirar el líquido. Los barros secos se retiran manualmente. El barro húmedo ingresa a las dos subdivisiones del lecho de arena a través de un canal abierto con dos aberturas deslizantes para cada lecho, para su mejor distribución. El barro seco debe ser retirado manualmente desde los corredores de concreto que recorren cada sección de los lechos. El agua que ingresa con los barros percola a través de la arena y es recogida por un sistema de drenaje. A continuación es conducida hasta el tanque sumidero TK-905, donde se bombea para su reprocesamiento.
TK-905, Tanque Sumidero. Es una cámara enterrada de 3 m de longitud, 1.5 m de ancho y 3.3 m de profundidad, adyacente a los lechos de secado.
P-901 A/B, Bombas de Recirculación de la Laguna de Retención. Son bombas neumáticas de doble diafragma modelo D50ALBXN de BNI Argentina. Cada una está diseñada para bombear 60 gpm (100 % del caudal operativo) a una presión de 30 psig en la descarga.
P-902 A/B/C, Bombas de Agua de Río . Son bombas centrífugas sumergidas modelo CP 3170 de Flygt. Cada una está diseñada para bombear 1100 gpm (50 % del caudal total) a una presión de aproximadamente 30 psig en la descarga.
P-907 A/B, Bombas del Tanque Sumidero. Son bombas neumáticas de doble diafragma modelo D50ALBXN de BNI Argenina. Cada una está diseñada para bombear 35.2 gpm (100 % del caudal operativo) a una presión de 24 psig en la descarga.
P-864 A/B, Bombas de Agua sin Tratar. Son bombas centrífugas modelo 50-32 CPX 125 del Worthington. Cada una está diseñada para bombear 65 gpm (100 % del caudal total) a una presión de aproximadamente 35 psig en la descarga.
P-905 A/B, Bombas de Inyección de Floculante. Son bombas neumáticas a pistón modelo LU 1,4 DC 225 P. Cada una está diseñada para bombear el 100 % del caudal operativo (0.0017 gpm) a una presión de 10 psig en la descarga. El caudal inyectado se controla remotamente mediante pulsos cuadrados de 24 V DC. Cada pulso equivale a 0.0000216 galones de floculante inyectado.
16.2. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
El agua proveniente de los separadores flash 1/2-V-8, de los separadores de entrada 1/2-V-1 y del separador de prueba V-4 se recoge en un colector y es conducida al separador de agua oleosa V-22 donde se realiza una primera separación de hidrocarburos, que son enviados a drenaje cerrado. El agua proveniente del V-22 pasa por el desgasificador V-901 e ingresa luego, junto con el agua proveniente del tanque slop TK-7, al distribuidor central del tanque skimmer TK-902. Aquí se produce una segunda remoción de hidrocarburos, que fluyen por gravedad hasta el tanque slop. El agua que abandona el TK-902, ya libre de gran parte de los hidrocarburos inicialmente presentes, es conducida hasta la laguna de retención M-901. También llegan a la M-901 los drenajes pluviales. Desde la laguna de retención M-901 es agua es enviada a la unidad de flotación M-900, donde ocurre una tercera y última remoción de hidrocarburos. El agua es entonces conducida hasta la cámara de agua de residuo M-903, y de allí hasta la cámara de dilución M-902, desde donde ocurre su disposición final al Río Pilcomayo. Los barros oleosos separados en la unidad de flotación M-900 se secan en los lechos de secado B-906 A/B (el agua escurrida se recircula hacia la M-900) y luego se retiran manualmente para su disposición final.
16.3. FILOSOFÍA DE CONTROL Se mencionó que el caudal de floculante inyectado por las bombas P-905 A/B se controla remotamente mediante pulsos eléctricos. Para inyectar el caudal operativo de 0.0017 gpm se deben enviar pulsos a la bomba a razón de 79 por minuto aproximadamente.
