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MANUAL DE OPERACIN Y PUESTA EN MARCHA

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Ruptor eventual de vac' vac 'o en la torre regeneradora de amina T-403.

PCV-37122

Temperatura

TAG

Servicio

TI-20024

Temperatura de alimentaci% alimentaci %n a la torre regeneradora de amina T-403.

TDIC-37049

Temperatura diferencial de alimentaci% alimentaci %n de gas y amina a la torre contactora c ontactora de amina T-401.

TIC-37051

Temperatura de tope de la torre regeneradora de amina T-403.

TIC-37074

Temperatura de condensaci% condensaci %n en el aerocondensador de la torre regeneradora de amina A-404.

TIC-31015

Temperatura de entrada de hot oil al reboiler de la torre regeneradora de amina E-402.

FIC-16030

Caudal de gas dulce de salida de la unidad.

En este control se fija el caudal de gas a procesar en la unidad de aminas. La capacidad de la unidad de aminas est # entre el 25% y el 45% del caudal total de gas que se procesa en un tren, que corresponde aproximadamente a 1.7 MMSCMD y 3 MMSCMD respectivamente.

FIC-37042A

Caudal de amina pobre a la torre contactora de amina T-401

El caudal de amina pobre a la torre contactora de amina T-401 se controla a trav+ trav+s del FIC-37042A. El valor de set de este controlador es lo que se denomina 3caudal nominal de circulaci% circulaci %n de amina4 amina 4 y corresponde a 465 gpm. El caudal de circulaci% circulaci %n de amina es un factor importante en la determinaci %n de la cantidad de CO 2 removida del gas a tratar. Los operadores deber #n circular suficiente soluci% soluci %n de amina como para producir gas en especificaci %n y para que la amina rica no est+ est + sobrecargada con CO2. Si las condiciones de operaci% operaci %n cambian significativamente, tambi+ tambi+n cambiar # el caudal % ptimo de circulaci% circulaci%n de amina. Por ejemplo: Probablemente se deba incrementar el caudal de circulaci% circulaci %n de amina si tanto el caudal de gas de entrada como la concentraci %n de CO 2 en el mismo crecieran significativamente. Del mismo modo, si alguna de las dos variables o ambas decrecen, la circulaci% circulaci %n de amina podr # ser disminuida para reducir el consumo de servicios.

§

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Podr 'a ser necesario incrementar el caudal de circulaci %n de amina si la concentraci% concentraci%n de CO2 en el gas tratado aumentara por encima del valor de dise/ dise/o, que corresponde a 0.01% molar como m #ximo en la salida de la unidad de endulzamiento. Sin embargo, antes de aumentar el caudal de circulaci% circulaci%n de amina, se deber #n considerar otros factores que pueden influir, tales como alta carga de CO 2 en la amina pobre, baja concentraci %n de amina en la soluci% soluci %n, y formaci% formaci %n de espuma. Si alguno de estos factores es el causante del problema, el incremento de la circulaci %n de amina no resultar # de utilidad o bien no ser # la soluci% soluci%n correcta. §

Podr 'a ser necesario incrementar el caudal de circulaci %n de amina si la carga de CO2 en la amina rica es alta. Sin embargo, antes de aumentar el caudal de circulaci% circulaci%n de amina, se deber #n considerar otros factores que pueden influir, tales como baja concentraci% concentraci%n de amina en la soluci% soluci %n. Tener en cuenta que es importante mantener lejos de valores altos la carga de amina rica, ya que altas cargas de amina rica producen mucha corrosi %n en ca/ ca /er 'as y equipos, especialmente aguas abajo de la v# v #lvula de control de nivel de la torre contactora de amina rica, LV-37010, y del intercambiador amina rica/amina pobre E-401, donde el flujo es bif # bif #sico. §

El caudal de circulaci% circulaci %n de amina podr 'a incrementarse temporalmente si la concentraci% concentraci%n de amina en la soluci% soluci %n cayera por debajo del 47 % en peso. Las bajas concentraciones pueden ser causadas por diluci% diluci %n excesiva con agua de reposici% reposici%n o por incremento en la formaci %n de productos de degradaci% degradaci %n de la amina. Elevar la circulaci% circulaci %n de amina en estos casos debe ser considerado como una soluci% soluci %n a corto plazo, mientras la concentraci% concentraci%n de la amina vuelve a su valor de dise/ dise /o, que corresponde al 50% en peso. §

Durante la operaci% operaci%n se deber #n controlar el caudal de gas de entrada, la concentraci% concentraci%n de CO2 en dicho gas, la concentraci% concentraci %n de CO2 en el gas tratado, la concentraci% concentraci%n de amina en la soluci %n, y la carga de la aminas rica y pobre. Esta informaci% informaci%n resultar # -til para optimizar el caudal de circulaci% circulaci %n de amina. El l'mite superior para la circulaci% circulaci %n de amina depende de las capacidades m#ximas de las bombas y las torres, y el valor en el cual los equipos no puedan calentar y enfriar adecuadamente la soluci% soluci %n de amina. Este valor m# m #ximo para el caudal de circulaci% circulaci%n de amina estar # aproximadamente un 10 % por encima del valor de circulaci% circulaci %n nominal de la planta. El l'mite inferior se fija por los caudales m' m 'nimos recomendados para las bombas, que en este caso corresponde a 55 gpm para las bombas booster de amina pobre P-401, y a 120 gpm para las bombas de amina pobre P-406. Teniendo en cuenta que operan dos bombas de aminas principales de amina pobre P-406 y la tercera se mantiene en reserva, +stas presentan el valor m# m #s alto de caudal m' m'nimo por lo tanto este ser # el l'mite para la circulaci% circulaci%n, 240 gpm.

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FIC-31019


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Caudal de hot oil en el reboiler de la torre regeneradora de amina E-402.

La circulaci% circulaci%n de hot oil est# est # controlada por el FIC-31019 que act -a sobre la v#lvula FV-31019. El caudal de dise /o del hot oil en el reboiler de la torre regeneradora de amina E-402 es de 1230 gpm. El FIC-31019 y el TIC-31015 trabajan juntos para entregarle el calor necesario al reboiler de la torre regeneradora de amina E-402. El aumento de cualquiera de las dos variables, caudal y temperatura del hot oil en el reboiler, aumenta la cantidad de calor entregado al mismo. Durante la operaci% operaci %n normal, el caudal o la temperatura del hot oil deben ajustarse de manera tal de lograr regenerar la amina y disminuir su carga hasta valores de 0.015 moles de CO 2 por mol de amina o menos, y mantener la relaci %n de reflujo en la torre regeneradora de amina T-403 en 1 mol de agua por mol de CO 2 o mayor. Ambas variables son importantes para lograr un eficiente tratamiento del gas y minimizar la corrosi% corrosi%n.

PIC-18006A/B, PIC-18007, PCV-18004

Presi% Presi %n de separador flash de amina V-404.

El gas de flash liberado en el separador flash de amina V-404 se env 'a a los quemadores del horno de aceite t+ t +rmico H-201 por medio de la v# v #lvula PV18006. Para optimizar la operaci% operaci %n tanto del flash, para que la amina agotada tenga suficiente presi% presi%n para llegar a la torre regeneradora de amina T-403, como de los quemadores del horno, el valor de presi %n se ajusta en funci% funci%n de ambos requerimientos. El controlador de presi% presi %n PIC-18006A trabaja en override con el PIC-18006B modificando la apertura de la v# v #lvula PV-18006 a trav+ trav +s de la cual se env' env 'a el gas de flash al horno. El PIC-18006A controla la presi %n del flash y el PIC18006B controla la presi% presi %n aguas abajo de la PV-18006, es decir la presi% presi %n de llegada del gas a los quemadores. El override entre ambos controladores responde a aquella presi% presi %n que sea menor. Si el PIC-18006A entrega una se /al de presi% presi%n menor que la del PIC-18006B, la PV-18006 se cerrar # cerrar #. En cambio si el PIC-18006B entrega una se/ se /al de presi% presi%n menor que la del PIC-18006A, la PV-18006 se abrir #. Si en este caso la presi% presi %n del flash disminuye por debajo de los 74 psig, la PCV-18004 se abrir # permitiendo el ingreso del gas de blanketing. El set del de l PIC-18006B debe ser algo mayor que el de la v #lvula de blanketing PCV-18004, para evitar p +rdidas de gas de blanketing durante la operaci% operaci%n normal. Si la presi% presi%n en el separador flash de amina V-404 decreciera, la cantidad de CO2 y vapor de agua desprendida aumentar ' aumentar 'a (notar que un aumento de temperatura tendr 'a el mismo efecto) y aumentar 'a tambi+ tambi+n la corrosi% corrosi%n debido a que se desprender 'a una mayor cantidad de CO 2 en el intercambiador de amina rica/amina pobre E-401. Un rango de 68 a 74 psig es lo normal.

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Si la presi%n en el separador flash de amina V-404 aumentara por encima de un valor normal, este equipo cuenta con un a livio por sobrepresi %n a trav+s del cual se env'a el gas de flash al sistema de venteos. Este control se realiza por medio del PIC-18007, que recibe la se/al de presi%n del PT-18006A, y act-a sobre la v#lvula PV-18007.

PIC-21010

Presi%n de la torre regeneradora de amina T-403.

La presi%n en la torre regeneradora de amina T-403 se controla a trav +s del PIC21010 que act-a sobre la v#lvula de control de presi%n PV-21010, ubicada aguas abajo del acumulador de reflujo de la torre regeneradora de amina V-405. El set de controlador se debe ajustar seg-n lo que sigue: §

La presi%n en la torre regeneradora es el principal factor que determina la temperatura de salida del reboiler de la torre regeneradora de amina E-402, que se puede monitorear con el TI-37063. Esta temperatura deber 'a estar entre 240 y 260 2F, y como regla pr #ctica debe recordarse que aumentar # (o disminuir #) 2 2F por cada 1 psi de aumento (o disminuci %n) de presi%n en el fondo de la torre. Si la temperatura es inferior a 240 :F se debe aumentar levemente el valor de set del PIC-21010, dado que la eficiencia de las reacciones de desorci%n decrece y con ello la regeneraci %n. Adem#s cae la recuperaci%n t+rmica en el intercambiador amina rica/amina pobre E-401 y en consecuencia la temperatura de entrada a la torre regeneradora de amina T403. Si con el set del PIC-21010 en 6.5 psig, que corresponde al valor normal de presi%n, la temperatura en la salida del reboiler fuera mayor de 260 2F podr 'a deberse a una alta ca'da de presi%n en la torre, alta concentraci%n de amina o alta concentraci%n de los productos de degradaci%n. Referirse a la secci%n XII 3Problemas habituales durante la operaci%n normal4. §

La presi%n debe ser lo suficientemente alta como para conducir en todo momento al gas #cido hacia su venteo, y mayor que la de la v #lvula de blanketing de la torre regeneradora de amina PCV-37122, para evitar el venteo de gas natural. §

La alta presi%n favorece la condensaci%n en el aerocondensador de la torre regeneradora de amina A-404 A/B, la operaci %n de las bombas booster de amina pobre P-401 y el precalentamiento de la corriente de amina agotada en el intercambiador amina rica/amina pobre E-401, ya que la amina pobre estar # a mayor temperatura. §

La baja presi%n mejora la desorci%n en la torre regeneradora de amina T403 y disminuye el requerimiento de energ'a en los aeroenfriadores de amina pobre A-403 A/B, dado que la amina pobre llegar 'a a los mismo a menor temperatura. Un rango de 5 a 10 psig es lo habitual en los sistemas de amina, pero es preferible operar a los valores m#s bajos a menos que ello no sea posible. Una

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vez establecido el set en el PIC-21010 no se lo debe alterar de manera arbitraria ya que las fluctuaciones en la presi% presi %n de la torre regeneradora de amina T-403 pueden producir voladuras voladuras de internos. Si su control no fuera estable verificar sus par # par #metros de seteo y las respuestas del controlador de presi% presi %n del separador flash de amina PIC-18006A, y los controladores de nivel LIC-37017 y LIC-37010, prob #ndolos en manual de ser necesario. Recordar que un flujo estable por las v #lvulas de control de nivel es m #s importante que mantener el nivel en su valor normal, a menos que esto sea cr 'tico. Si los instrumentos responden bien, se debe elevar el set en el PIC21010 y/o en el PIC-18006A en forma gradual y controlada, a fin de asistir a las v#lvulas controladoras.

PCV-48026/48027

Presi% Presi pulm %n de amina V%n en el pulm% 414.

Estas v# v#lvulas controlan en conjunto la presi% presi %n del pulm% pulm %n de amina V-414, a los efectos de complementar la acci% acci %n de las bombas booster de amina pobre P401, manteniendo constante la presi% presi %n de succi% succi %n de las bombas de amina pobre P-406. Esta presi% presi%n de operaci% operaci%n no es extremadamente cr 'tica, pero debe tenerse en cuenta que: Un alto valor de presi% presi %n perjudica la operaci% operaci %n de las bombas booster de amina pobre P-401, oblig# oblig #ndolas a operar contra una presi %n mayor.

§

Una baja presi% presi%n podr 'a generar fallas de operaci% operaci %n en las bombas de amina pobre P-406 (poseen un switch de muy baja presi %n de succi% succi%n que eventualmente no las dejar 'a arrancar), y adem# adem #s podr 'a introducirse aire al sistema de amina. §

La PCV-48026 introduce gas de blanketing y la PCV-48027 alivia su exceso al sistema de venteo. Sus sets deber #n ser 43 psig y 50psig respectivamente.

PCV-37122

Ruptor eventual de vac' vac 'o en la torre regeneradora de amina T-403.

Para evitar desequilibrios durante las operaciones de puesta en marcha, o durante los paros de planta, a fin de evitar la formaci %n de vac' vac'o dentro del sistema, se introduce gas de blanketing mediante la v# v #lvula autorreguladora PCV-37122 ubicada aguas arriba del aerocondensador de la torre regeneradora de amina A-404. El vac' vac 'o puede permitir el ingreso de aire que degradar ' degradar 'a la amina. Los equipos del sistema de reflujo est# est#n dise/ dise/ados para vac' vac 'o total por seguridad. Su set es 3 psig, no m #s, para evitar escapes de gas de blanketing por la v# v#lvula PV-21010 en operaci% operaci %n normal.

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TI-20024


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Temperatura de alimentaci% alimentaci %n a la torre regeneradora de amina T-403.

Para calentar adecuadamente la amina rica en el intercambiador de placas amina rica/amina pobre E-401 se cuenta con by passes tanto para el lado fr ' fr 'o (amina rica) como para el lado caliente (amina pobre). La temperatura de la alimentaci% alimentaci%n a la torre regeneradora de amina T-403, se monitorea con el TI20024, ubicado en la corriente de salida de amina rica del intercambiador. Si se observa que la temperatura de salida de la amina rica del intercambiador es elevada, entonces deber # abrirse la v# v#lvula mariposa M-20008 del by pass de amina pobre. Si en cambio se observa que esta temperatura es baja se deber # deber # cerrar la v# v#lvula de by pass de amina pobre (M-20008) para permitir un mayor aprovechamiento de esta corriente. El by pass de amina rica deber # deber # permanecer cerrado, abri+ abri+ndose s% s%lo en condiciones extremadamente necesarias, o cuando se desee sacar de servicio al equipo por razones de mantenimiento. La alimentaci% alimentaci%n a la torre regeneradora de amina T-403 debe tener una temperatura de unos 210 :F, y como m# m#ximo 225: 225: F; el valor % ptimo deber # determinarse en operaci% operaci %n normal. Si la temperatura fuera alta puede sobrecargarse el aerocondensador de la torre regeneradora de amina A-404 A/B y resultar en p+ p +rdidas de agua v' v 'a gas #cido. Tambi+ Tambi+n podr 'a haber vaporizaci% vaporizaci %n excesiva del CO2 en el intercambiador amina rica/amina pobre E-401, y producir mayor corrosi %n y vibraciones en tuber 'as; recordar que una corrosi% corrosi %n mayor podr 'a deberse tambi+ tambi+n a alta carga de CO2 en la corriente agotada y baja presi% presi %n en el separador flash de aminas V404. La alta temperatura en la alimentaci% alimentaci %n puede producir tambi+ tambi +n taponamiento de los platos superiores por deposici %n de carbonato de hierro. La apertura de los by-pass deber # realizarse s% s%lo en la medida de lo realmente necesario, pues ello aumenta las cargas t +rmicas en el reboiler de la torre regeneradora de amina E-402 y en el aerocondensador de amina A-404 A/B, requiri+ requiri+ndose mayor cantidad de energ' energ 'a. En algunos casos la amina pobre proveniente de la torre regeneradora de amina T-403 est# est# muy caliente; en estos casos deber # bajarse su temperatura en vez de modificar la apertura de los by passes del intercambiador amina rica/amina pobre E-401, con la ventaja de reducir la degradaci% degradaci %n de la misma. Controlar tambi+ tambi+n la presi% presi%n en el fondo de la torre regeneradora de amina T-403 y verificar que no haya subido por fallas en el controlador de presi %n PIC-21010 o por taponamiento de de platos.

TDIC-37049

Temperatura diferencial de alimentaci% alimentaci %n de gas y amina a la torre contactora c ontactora de amina T-401.

Indica la diferencia de temperatura entre la alimentaci% alimentaci %n de gas #cido y amina pobre a la torre contactora de amina T-401. La temperatura de la amina pobre debe mantenerse unos 9 % 10 2F por encima de la temperatura de alimentaci% alimentaci %n del gas para permitir una correcta operaci% operaci%n en la torre.

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Si la temperatura de la amina no fuera mayor que la del gas, o a -n si+ si +ndolo no lo fuera en, por lo menos, 9 % 10 2F, podr 'an condensar hidrocarburos dentro de la torre, con la posible generaci% generaci %n de espuma y la disminuci% disminuci %n de la eficiencia en la reacci% reacci%n de absorci% absorci%n del CO 2 en la amina que ello conlleva. La temperatura de ingreso de la amina pobre a la torre es importante para el perfil de temperatura en la misma, brindando +sta una forma de optimizaci% optimizaci %n. Las temperaturas dentro de la torre ser #n mayores a las de las corrientes de entrada debido al car #cter exot+ exot+rmico de la reacci% reacci%n de absorci% absorci %n del CO 2, siendo lo ideal mantener el perfil entre 150 y 185 2F. Por debajo de los 150 2F la reacci% reacci%n se vuelve muy lenta como para lograr una remoci %n eficiente, adem# adem #s de recargar la demanda t+ t +rmica en la regeneraci% regeneraci %n. Si es mayor que los 185 2F la amina puede cesar su acci% acci %n absorbente, incluso puede comenzar la desorci% desorci%n del CO2 ocurriendo la reacci% reacci %n inversa a la deseada. Para mantener la diferencia de temperatura requerida se dispone de los variadores de velocidad SC-37049A/B de los motores de los aeroenfriadores de amina pobre A-403 A/B. Estos SC-37049A/B reciben la se /al del TDIC-37049, al cual llegan las temperaturas de alimentaci% alimentaci%n del gas y la amina a trav+ trav+s de los TT-37049A y TT-37049B respectivamente.

TIC-37051

Temperatura de tope de la torre regeneradora de amina T-403.

Durante la operaci% operaci%n normal la temperatura de tope de la torre regeneradora de amina T-403 debe regularse a trav+ trav +s del caudal de hot oil que circula por el reboiler de la torre regeneradora de amina E-402, teniendo en cuenta todas las consideraciones operativas de este proceso. El set del controlador de temperatura de tope de la torre TIC-37051, debe estar alrededor de los 210 2F, pero su ajuste depende de la regeneraci %n adecuada de la amina. Este controlador es el que le env' env 'a el set, por medio de un control en cascada, al FIC-31019 que regula el caudal de hot oil en el reboiler.

TIC-37074

Temperatura de condensaci% condensaci %n en el aerocondensador de la torre regeneradora de amina A-404.

Este controlador recibe la se/ se/al del transmisor de temperatura TT-37074 y ajusta la velocidad de uno de los ventiladores del aerocondensador de la torre regeneradora de amina A-404 actuando sobre el SC-37074. El set de este controlador debe estar en unos 120 2F, ya que por debajo de este valor podr ' podr 'a haber mayor demanda t+ t +rmica en el reboiler de la torre regeneradora de amina E-402 y por encima del mismo se perder ' perder 'a mucho vapor de agua con el gas #cido.

TIC-31015

Temperatura de entrada de hot oil al reboiler de la torre regeneradora de amina E-402.

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Para mantener la temperatura de entrada del hot oil al reboiler por debajo de los 400 2F se cuenta con un by pass de hot oil al horno de aceite t +rmico H-201, ya que la temperatura del hot oil en la salida del mismo es del orden de los 520 2F. La v#lvula TV-31015 sobre la que actact -a el controlador de temperatura TIC31015 est# est# ubicada sobre la l' l'nea de by pass de hot oil al horno, es decir que regula el caudal de hot oil fr 'o que se mezcla con el proveniente del horno de aceite t+ t+rmico H-201 antes de ingresar al reboiler de la torre regeneradora de amina E-402.

1.4.

V ARIABLES A CONTROLAR/MONITOREAR ESTABILIZACI%N

POR EL

OPERADOR

EN LA

UNIDAD

DE

Caudal

TAG

Servicio

FI-46007

Caudal de gasolina de salida de la unidad.

Presi#n

TAG

Servicio

PIC-3967 y PIC-11006

Presi% Presi %n de la torre estabilizadora T-3.

PIC-1001 A y B

Presi% Presi %n de los separadores flash de gasolina y condensado V-3/V-8.

Temperatura

TAG

Servicio

TIC-46004

Temperatura de la torre estabilizadora T-3.

TI-46062

Temperatura de la gasolina de salida de la unidad.

FI-46007

Caudal de gasolina de salida de la unidad.

Aguas abajo del aeroenfriador de gasolina estabilizada A-8 se cuenta con la placa FE-46007 que se utiliza para medir el caudal de gasolina que est# est # saliendo de cada tren. La producci% producci %n de gasolina con el tren en operaci% operaci %n normal debe ser de 10000 Bbl/d' Bbl/d 'a.

PIC-3967 y PIC-11006

Presi% Presi %n de la torre estabilizadora T-3.

La presi% presi%n en la torre estabilizadora se controla a trav +s del PIC-3967 que est# est # ubicado aguas abajo del scrubber de succi %n del compresor de reciclo K-2. (ver P&ID de AG Equipment). Este controlador de presi% presi %n actact-a sobre el variador de velocidad SC-1110 que regula la velocidad del compresor. Asimismo se cuenta con el PIC-11006, ubicado aguas arriba de la succi %n del compresor, que tiene un set de presi% presi%n m# m #s alto que el del PIC-3967 de manera que act -a para alivio

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de la sobrepresi%n. El set del PIC-3967 debe estar en unos 163 psig por lo tanto el set del PIC-11006 no deber # estar por debajo de esa presi%n.

PIC-1001 A y B condensado V-3/V-8.

Presi%n de los separadores flash de gasolina y

Estos controladores de presi%n se utilizan para controlar la presi%n del flash que tiene lugar en los separadores flash de gasolina y condensado V-3/V-8. El PIC11001A est# ubicado sobre la l'nea de succi%n de interetapa del compresor de reciclo K-2 y su set debe ser de 450 psig. El controlador de presi %n PIC-11001B se utiliza para alivio por sobrepresi%n en estos separadores, con lo cual su set debe ser m#s alto que el del PIC-11001A.

TIC-46004

Temperatura de la torre estabilizadora T-3.

Este controlador se utiliza para controlar la temperatura en el fondo de la torre estabilizadora T-3. El control se lleva a cabo variando el caudal de hot oil que est# circulando por el reboiler de la misma, E-13, a trav+s de la TV-46004.

TI-46062

Temperatura de la gasolina de salida de la unidad.

La temperatura de salida de la gasolina de la unidad se monitorea con el TI46062, ubicado aguas abajo del aeroenfriador de gasolina estabilizada A-8. El instrumento cuenta con alarma y enclavamiento por alta temperatura, ya que +sta no puede superar los 140 2F.

2.

OPERACIONES DE RUTINA Estas operaciones son las siguientes: 1. Reposici%n de agua. 2. Reposici%n de amina. 3. Reposici%n de aceite calefactor. 4. An#lisis de la soluci%n de amina. 5. An#lisis del aceite calefactor. 6. Filtros mec#nicos. 7. Filtro de carb%n. 8. Skimmers. 9. Indicadores de presiones diferenciales de torres. 10. Purgado del acumulador de reflujo de la torre regeneradora V-405. 11. Bombas. 12. Performance del horno de aceite t +rmico H-201.

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13. Funcionamiento del knock out drum de gas #cido V-410. 14. Lecturas y registros. Todas ellas son importantes para la efectiva operaci%n de la planta, algunas son de muestreo de fluidos que requieren cumplimiento estricto de las instrucciones, en particular si contienen gas sulfh'drico (o sea H 2S, sulfuro de hidr %geno) u otros gases t%xicos.

2.1.

AGUA DE REPOSICI%N Tanto el gas tratado como el gas #cido y el gas proveniente de la columna lavadora del flash de amina T-404, contienen m #s agua de saturaci%n que la que ingresa con el gas sin tratar, humedad que debe reponerse para evitar una sobre concentraci%n de la soluci%n de amina. La mejor manera de saber cu #nto y cu#ndo realizar estos agregados es observando el nivel de fondo de la torre regeneradora de amina T-403, agregando agua para mantener un nivel adecuado y constante, v'a el acumulador de reflujo de la torre regeneradora de amina V405, preferentemente en forma continua para evitar sobrecarga de bombas y cambios en la concentraci%n de amina. Este agua deber # cumplir con la concentraci%n especificada en las Bases de Dise/o. No debe introducirse agua que no cumpla con esta especificaci %n, pues dado que el sistema es cerrado, con el tiempo sus impurezas se concentrar #n y causar #n espuma, corrosi%n, incrustaci%n y degradaci%n de la amina. Ver el Anexo 3B4. Tener en cuenta que el nivel de fondo en la torre regeneradora de amina T-403 puede decaer por formaci%n y arrastre de espumas, drenajes o p +rdidas. Los drenajes pueden reciclarse por medio del tanque sumidero de amina V-420 pero lo perdido como espuma no se recupera, necesit#ndose reponer ambos componentes, amina y agua.

2.2.

REPOSICI%N DE AMINA Las p+rdidas de aminas en el sistemas son peque/as pero continuas por arrastre en los gases que abandonan la planta, lo cual se notar # en la concentraci%n decreciente de la soluci%n de amina. Deber # reponerse en tandas hasta lograr 48-52 % en peso en la soluci%n, en forma pura 6 que al ser viscosa es dif 'cil de manejar-o preferiblemente ligeramente diluida. Las cargas de amina pura que se reciban deber #n ser muestreadas (1 litro) hasta certificar su calidad, con una segunda muestra para controlar su concentraci %n (M+todo del Anexo B) y una tercera a diluir hasta el 50 % con el agua usada en la planta y ver su tendencia a la espuma (M+todo en el Anexo B), determinando si la espuma es debida al agua o a la amina. No deben aceptarse aminas propensas a la formaci%n de espuma.

2.3.

REPOSICI%N DE ACEITE C ALEFACTOR Controlar su nivel en el pulm%n de aceite t+rmico V-216, observando que el nivel var 'a seg-n la dilataci%n del aceite. Como el hot oil fresco puede contener

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humedad, agregarlo lentamente. Si hay vibraciones o implosiones caracter 'sticas, cesar con la carga y ventear el vapor con cuidado. Secar el aceite (Secci%n IV Punto 7). Retener una muestra para poder resolver potenciales inconvenientes.

2.4.

AN LISIS DE LA SOLUCI %N DE AMINA Se recomienda realizar an#lisis de la soluci%n de amina con regularidad a fin de poder evaluar la performance del sistema de amina, la absorci%n del CO 2 y la corrosi%n. Ver el Anexo B para los m +todos anal'ticos de la lista m'nima que sigue. Los an#lisis a realizar son los siguientes: §

En la amina regenerada en la torre regeneradora de amina T-403

Carga de CO2, 1 vez por d'a y el valor m#ximo es de 0.015 mol CO 2/mol de amina. Concentraci%n de amina, 1 vez por d 'a y el valor deseado es de 50% en peso, con un rango de 48 a 52%. Color, 1 vez por d 'a y el color deseado es cristalino incoloro a ambarino. Claridad, 1 vez por d'a y debe dar 3clara4. Olor, 1 vez por d'a y debe resultar algo amoniacal o a pescado. Tendencia a la espuma, 1 vez por semana y debe dar 200ml en muestra de 200ml y ruptura debe tener lugar en menos de 5 segundos. An#lisis completo, 1 vez por trimestre y los resultados deber #n estar conforme a las indicaciones del proveedor. §

En la amina rica en la torre contactora de amina T-401

Carga de CO2, 1 vez por semana y debe dar como m #ximo 0.40 mol de gas #cido por mol de amina. Tendencia a la espuma, 1 vez por semana y debe dar 200ml en muestra de 200ml y ruptura debe tener lugar en menos de 5 segundos. (*) Se considera innecesario cuando el gas sin tratar contiene menos de 1ppm (ver m#s abajo). Extraer muestras representativas y efectuar las lecturas operativas en el momento del muestreo para as' determinar adecuadamente los par #metros de la planta. Una gr #fica de los valores hallados ayudar 'a a detectar tendencias frente a los valores le'dos. Si es necesario, consultar al proveedor de la amina. Cuando se tomen muestras, se recomienda purgar adecuadamente la l 0 nea antes de realizar dicha operaci#n.

Se discutir #n en lo que sigue los valores a determinar y su significaci %n operativa.

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A)


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La carga de CO2

En la amina regenerada, incide en la eficacia del tratamiento del gas crudo y la corrosi%n en el sistema de amina. El m#ximo mencionado es permisible s%lo si aqu+l cumple con sus especificaciones. Considerar si la carga interna de vapores en la torre regeneradora de amina T-403 es correcta y ver si la salida del reboiler de la torre regeneradora de amina E-402 es al menos 240 2F, o si hay en ella desarreglos internos, o espuma, o sobrecarga (ver 3Resoluci%n de Problemas4 m#s abajo). En la amina rica este valor determina la posibilidad de corrosi %n, y su valor aqu' es hallado por c#lculo m#s bien que por ensayo de laboratorio, dado que el CO 2 se escapa de la muestra en el momento del muestreo. Si su valor es alto asegurarse que la concentraci%n es la correcta y aumente la recirculaci%n si ello fuera necesario. Verificar si el contenido de CO 2 en el gas crudo supera el valor de dise/o. B)

La concentraci%n de amina.

Depende de la estabilidad en el balance de agua de la torre regeneradora de amina T-403 en el momento del muestreo para que su valor sea representativo. Una buena homogeneizaci%n y mezclado demandar # un lapso equivalente a tres veces el tiempo de residencia en el sistema luego de una incorporaci%n de agua. Si este valor es bajo, la absorci%n del CO2 lo ser # tambi+n, a menos que aumente la recirculaci%n con lo cual subir 'a su carga en la amina. Y si es alto, la temperatura de salida del reboiler aumentar #, y tambi+n la viscosidad y las p+rdidas de amina por vaporizaci%n. Cualquier cambio brusco en la concentraci%n indica alg-n problema operativo a investigar. Recordar que los cambios en la concentraci %n afectan las propiedades de la soluci%n tales como su viscosidad y su capacidad calor 'fica y en consecuencia la operaci%n de los equipos. Notar tambi+n que los productos de la degradaci %n de la amina y los contaminantes en general interfieren en esta determinaci %n, dependiendo ello del car #cter #cido o alcalino de esos productos. C)

El color.

T' picamente sus cambios son por oxidaci%n (rojizo leve), degradaci%n t+rmica (marr %n oscuro) y corrosi%n (azul, verde, p-rpura o negro) e indicativos para buscar la causa de la variaci%n. D)

La claridad.

La turbiedad es indicativa de problemas en el sistema de filtraci%n o problemas de corrosi%n. E)

El olor.

Lo normal es que olor sea suavemente amoniacal o a pescado, pero si es fuerte es indicativo de degradaci%n o de contaminaci%n. Si al contaminaci%n fuera por hidrocarburos, los mismos flotar #n como una capa sobrenadante con olores sui generis. Al oler, cuidarse de la posible presencia del H 2S.

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F)


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Tendencia a la formaci%n de espuma.

La formaci%n de excesiva cantidad de espuma interferir 'a con la absorci%n y la regeneraci%n y podr 'a aumentar dr #sticamente la p+rdida de amina. Sus causas son las impurezas qu'micas y las part'culas s%lidas. Consultar al proveedor acerca del empleo de aditivos en forma limitada mientras se investigan las causas (consultar la secci%n 3Resoluci%n de Problemas4). G)

An#lisis completo.

Se recomienda ejecutarlo cada 3 a 6 meses, preferentemente efectuado e interpretado por el proveedor de la amina para detectar la acumulaci %n de impurezas y productos de degradaci%n.

2.5.

ACEITE C ALEFACTOR Seguir las recomendaciones del proveedor. Como m 'nimo determinar su punto de inflamaci%n (temperatura m'nima 150 2F), y su acidez, par #metros indicativos de su gradual degradaci%n t+rmica.

2.6.

L A FILTRACI%N MEC NICA Remueve las part'culas s%lidas que ingresan con el gas sin tratar o los insumos, o resultantes de la degradaci%n o corrosi%n, protegiendo al sistema de la formaci%n de espuma, taponaduras y corrosi%n 6 sea +sta por erosi%n o por pares galv#nicos-. El operador debe observar aqu ' lo siguiente. §

La presi%n diferencial para cambiar los cartuchos a tiempo.

§

Ventear los gases entrampados, cuid#ndose del eventual H2S, en los filtros que manejan l'quidos §

La claridad del filtrado.

Seguir las instrucciones del fabricante y reducir el tiempo de exposici %n al aire.

2.7.

FILTRO DE C ARB%N ACTIVADO El carb%n activado es uno de los productos de la destilaci %n de la madera y contiene hasta un 3% de cenizas. Remueve hidrocarburos e impurezas tensoactivas. Durante la operaci%n normal se deber #n monitorear los siguientes puntos: Muestrearse la entrada y la salida del filtro de carb %n activado de amina rica F-409 diariamente. El carb%n activado deber # ser cambiado si deja de haber mejoras en el color, la tendencia a la espuma y el contenido de hidrocarburos, esto -ltimo a ser efectuado por un laboratorio calificado. §

§

Observar su taponamiento. §

presi%n

diferencial.

Alta

ca'da

de

presi%n

El venteo debe ser chequeado para remover cualquier gas atrapado.

indica

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Para reemplazarlo seguir las siguientes instrucciones adem#s de cumplir con las propias del fabricante. Se recomienda minimizar el tiempo que este fuera de servicio y que los internos est+n expuestos al aire. §

Contar con suficiente cantidad del carb%n granular adecuado para el servicio, con bajo contenido de cloruros (que podr 'an contaminar a la soluci%n y corroer al acero inoxidable) y de fosfatos, pues ambos reaccionan con la amina formando sales termoestables y generando problemas de formaci %n de espumas. No ingresar al recipiente del filtro de carb %n activado de amina rica F-409 sin tomar todas las precauciones del caso, debido a que este carb %n, cuando est# mojado, adsorbe el ox'geno del aire generando una atm%sfera deficiente de O2. Verificar la disponibilidad de material de soporte en caso de ser necesario su incorporaci%n. Para conocer las cantidades requeridas consultar la especificaci%n del filtro. §

Asegurarse de tener espacio en el tanque sumidero de amina V-420 para vaciarlo. §

Para sacar de servicio al filtro de carb%n activado F-409 se debe conectar al proceso el tren de filtrado de spare, abriendo lentamente las v #lvulas BF19003 y BF-19029 correspondientes y cerrando las del tren de filtrado cuyo filtro de carb%n activado de amina rica F-409 se desee sacar de servicio. Luego se deber #n cerrar las v#lvulas de bloqueo del filtro en cuesti%n. §

Drenar completamente el filtro por la v#lvula BF-19018, abriendo su venteo para que respire. Terminado el vaciado cerrar las anteriores. Podr 'an aqu' desprenderse gases t%xicos. La amina colectada en el tanque deber # luego ser gradualmente realimentada al sistema antes de que las aguas de lavado que seguir #n se viertan al tanque, por medio del sistema de amina recuperada. Vigilar el nivel de la torre regeneradora de amina T-403 y si +ste sube demasiado hacer lugar en los otros recipientes del sistema levantando en algo sus niveles. §

Lavar el lecho inund#ndolo con agua tratada a trav+s de la v#lvula BLF19020 hasta que el agua aparezca en el venteo, y repetir una vez m #s. Se usa agua tratada para evitar la contaminaci %n del filtro. El agua de estos lavados se env'a al drenaje abierto. Aseg.rese que la v,lvula de drenaje BF-19018 se encuentra cerrada al momento de iniciar el contralavado del filtro, para evitar que la amina que a.n puede recuperarse se contamine. §

Con permiso de trabajo para recintos confinados, ingresar al filtro y retirar todo el material hacia un contenedor autorizado. Tener en cuenta que el carb%n h-medo toma ox'geno del aire y puede contener impurezas adsorbidas durante la operaci%n, algunas t%xicas e inflamables, o simplemente aminas. Es conveniente mantenerlo h-medo para prevenir su ignici%n. Una vez retirado el carb%n activado proceder a inspeccionar el manto soporte y el strainer de fondo.

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Por la boca de hombre inferior y seg-n los planos de la especificaci %n reponer nivelando cuidadosamente los lechos de esferas cer #micas y los gr #nulos de carb%n activado sin generar polvo. Cerrar con una nueva junta y limpiando bien sus asientos. §

§

Llenar lentamente hasta la mitad con agua tratada, para amortiguar la fricci%n al cargar el lecho. Llenar con el carb %n hasta que su nivel llegue a unos 70 cm de la costura superior seg-n el plano, manteniendo siempre el colch%n de agua unos 30 cm cubriendo los sucesivos agregados. Inundar luego y dejar que el carb%n se empape por 24 hs para desalojar todo el aire de sus poros. Cubrir la boca para evitar la entrada de polvo exterior, y luego de esas 24hs desnatar los flotantes que hubiera. §

Drenar por la v#lvula BF-19017 hacia el tanque slop TK-7, dado que la presencia de polvillos, en caso de reciclar el agua, podr 'a ocluir los filtros del sistema. Cerrar la boca de hombre superior con las precauciones del caso, con una junta nueva. Cuando se ponga en servicio el tren de filtrado que no estaba siendo utilizado, tener en cuenta los siguientes puntos: 1. Por algunos d'as ventear dos veces por turno al filtro de carb%n activado de amina rica F-409 y al post-filtro de part 'culas de amina rica F410. 2. Controlar el PDI-19009 del post-filtro de part'culas de amina rica F410 y su valor, pues es frecuente que despu +s de renovar el lecho en el filtro de carb%n activado de amina rica F-409 haya que reemplazar sus elementos. Si esta situaci%n se diera frecuentemente seguramente hay alg-n problema en el filtro de carb%n activado.

2.8.

SKIMMERS A)

Separador flash de amina V-404

En el caso de que hidrocarburo l'quido se separe de la amina rica en el separador flash de amina V-404, se formar # una capa sobrenadante sobre la soluci%n de aminas dado que los hidrocarburos tienen menor peso espec 'fico que el agua. El controlador de nivel del tanque mantendr # el nivel constante pero el nivel real del tanque ser # mayor si esa capa de hidrocarburos presente es significativamente alta. El nivel real de amina disminuir # en funci%n del aumento de nivel de hidrocarburo en el tanque, disminuyendo el tiempo de residencia de la amina en el separador flash de amina V-404. El equipo cuenta con tres conexiones para el separar el sobrenadante ubicados arriba, abajo y en el nivel normal. Por lo tanto es esencial que el operador rutinariamente los chequee de la siguiente manera: a. Abrir muy poco la v#lvula superior BF-37061 (ubicada por arriba del nivel normal). No es f #cil distinguir las fases, por lo cual existe un saca muestras antes del visor de flujo SP-37006. Si hay gas en +ste, pasar al punto 3 b4cerrando la v#lvula saca muestras antes del visor. Si hay hidrocarburos l'quidos,

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continuar drenando hasta que aparezca gas, y luego cerrar y pasar a al punto 3 b4. Si hay amina en esta altura es porque el controlador opera mal. Cerrar y reparar, y repetir este paso. b. Proceder ahora de la misma forma con la v#lvula del medio, BF-37060, y si hay gas o HC hacer lo mismo que lo indicado en el punto 3a4 pero pasando al paso 3c4. Si hay amina, que ser 'a lo correcto, pasar al punto 3d4. c. Proceder ahora de la misma forma con la v#lvula inferior, BF-37059. Si hay gas, reparar el controlador y retornar al paso 3a4. Si hay HC l'quidos, continuar drenando hasta que aparezca amina, o vapores, si el controlador opera mal. Cerrar la v#lvula, dejar estabilizar y repetir este paso. Si se observ% amina pasar a 3d4. d. El procedimiento ha sido completado. Verificar que las v#lvulas del skimmer y su saca muestra hayan sido bien cerradas. No son de esperar cantidades grandes de HC, pero si las hubiera podr 'a ello deberse a que la temperatura de la amina a la torre contactora de amina T-401 es muy cercana a la del gas sin tratar (recordar que debe ser unos 9 % 10 2F superior, para as' evitar la condensaci%n de los HC). B)

Otros Skimmers

§

En el acumulador de reflujo de la torre regeneradora de amina V-405 hay instalado un sistema similar al del separador flash de aminas V-404. Proceder de la misma manera para separar los hidrocarburos que pudieran separarse en este equipo. §

Para las torres contactora de amina T-401 y regeneradora de amina T-403 hay ubicada una v#lvula a la altura del nivel normal, pudiendo utilizarse como skimmer. En caso de sospechar existencia de una fase de hidrocarburos l'quidos sobrenadante abrir la v#lvula correspondiente.

2.9.

INDICADORES DE PRESI% N DIFERENCIAL DE TORRES T-401

Y T-403

Durante la operaci%n sus valores deben ser monitoreados y registrados pues indican tendencias. Un valor m#s alto que lo normal o inestable es signo de formaci %n de espuma o inundaci%n. §

§

Tanto un valor m#s alto o mas bajo que el normal, luego de un desarreglo en la torre, puede indicar da /os en los internos.

2.10. PURGADO DEL ACUMULADOR AMINA V-405

DE REFLUJO DE LA

TORRE REGENERADORA

DE

Ciertas impurezas (t' picamente HC, amon'aco y #cido cianh'drico) se acumulan en el reflujo a la torre regeneradora de amina T-403, llegando a su tope como vapores pero quedando como l'quido despu+s del condensador. Cuando esto ocurre, las impurezas no tienen lugar para salir por el tope de la torre, por lo cual quedan recirculando en el sistema, aumentando la concentraci %n en el mismo.

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Se detectan por un an#lisis en un laboratorio. Si su presencia es positiva debe purgarse hacia el tanque de drenaje de amina y no reinyectarla al sistema, sino evacu#ndola seg-n las regulaciones del lugar. Limitar esta purga a lo estrictamente necesario, pues su exceso aumentar 'a el consumo de agua. El ,cido cianh0 drico que se concentra en el acumulador de reflujo de la torre regeneradora de amina V-405, puede liberarse cuando se purga y es m,s t#xico que el H2S.

2.11. RECOMENDACIONES GENERALES ACERCA DE LAS BOMBAS Adem#s de las particulares de los fabricantes, es recomendable recordar lo siguiente: §

Requieren una adecuada presi%n de succi%n para evitar la cavitaci%n. Esto es muy importante para las bombas booster de amina pobre P-401, en particular si la amina regenerada contiene exceso de gas #cido. Ventear el gas atrapado. Mantener sus filtros limpios: si la presi%n de descarga es err #tica pueden estar tapados. §

§

El flushing a los sellos mec#nicos debe estar bien habilitado con enfriamiento adecuado si corresponde. §

Si cuentan con recirculaci%n por caudal m'nimo, el mismo debe estar en servicio en todo momento. Las que operan a m#s de 212 2F deben ser realineadas en caliente para evitar tensiones en servicio. §

§

Verificar que las retenciones cierren bien. En plantas como esta, -con grandes diferenciales de presi%n-, sin una retenci%n falla en una bomba parada puede generar grandes contra flujos y girar en sentido contrario al habitual a gran velocidad hasta desprender el bobinado de sus motores.

2.12. PERFORMANCE

DEL

HORNO DE ACEITE T5RMICO H-201.

A fin de realizar el seguimiento de la performance del horno de aceite t +rmico H-201 ser # necesario registrar en forma rutinaria las variables operativas necesarias para su evaluaci%n. El sistema de control permite conocer la temperatura de la corriente de ingreso y egreso al horno, el caudal y la temperatura de piel de tubo de cada una de sus cuatro ramas, la temperatura de salida de gases de chimenea y consumo de combustible. Para completar esta informaci%n, peri%dicamente deber # determinarse la presi%n en chimenea para evaluar el tiraje, y la composici%n de gases de salida, para ajustar el ingreso de aire.

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2.13. FUNCIONAMIENTO DEL KNOCK OUT DRUM DE G AS CIDO V-410 El funcionamiento inadecuado de la v#lvula de control de nivel del knock out drum de gas #cido V-410, LV-21013, puede traer serios problemas operativos, a saber: a) Si la v#lvula cierra permitiendo que el nivel en el tanque se eleve demasiado existe la posibilidad de arrastre de l'quido por la corriente de salida de gas #cido y su rociado en las inmediaciones del venteo. b) Si la v#lvula permanece abierta permitiendo que el nivel en el tanque baje m#s all# de lo recomendado puede producirse el venteo del gas #cido a trav+s del sumidero de amina, situaci%n no contemplada en el dise/o del mismo. Corrosi%n en ca/er 'as y equipos, posible generaci%n de atm%sfera asfixiante no prevista. Para evitar estos inconvenientes es recomendable que los operadores verifiquen regularmente el buen funcionamiento del transmisor de nivel LT-21013, que genera la se/al para el comando de la v#lvula, contrastando sus mediciones con las lecturas del visor de nivel LG-21012. Resulta una buena pr #ctica el purgar peri%dicamente el filtro del transductor de la v#lvula.

2.14. LECTURAS Y REGISTRO DE V ARIABLES Se recomienda tomar lecturas de las variables de proceso en forma regular, incluyendo las aperturas de las v#lvulas de control, archivando esos registros. Conjugados con los del laboratorio, son valiosos para referencia y soluci %n de problemas y evaluaci%n de performance de la planta.

3.

RUTINAS DE MANTENIMIENTO Las siguientes son recomendaciones generales aplicables a este aspecto fundamental. §

Nunca operar los equipos fuera de sus l'mites. Mantenerlos y operarlos seg-n lo indique su fabricante. Leer sus manuales antes de las aperturas de los recipientes y equipos. §

Probar todos los mecanismos de seguridad. Controlar los rodamientos. Cuidar que el lubricante no quede expuesto a la arenisca transportada por el viento, y que sus tambores est+n siempre bien tapados. Atenci%n con las v#lvulas de control expuestas a grandes saltos de presi %n, pues ello puede provocar desprendimiento de gas #cido en el seno del l'quido resultando en corrosi%n-erosi%n. §

VIII.

PAROS DE PLANTA Los paros programados en la planta suponen prestar la m #xima atenci%n a la seguridad del personal y los equipos procediendo mediante cambios graduales y controlados de las variables operativas.

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Los procedimientos que a continuaci%n se describen son lineamientos generales y pueden ser alterados a fin de optimizar la parada de la planta, ya sea en su totalidad o en determinados sectores. Antes del comienzo de la operaci%n se debe prestar atenci%n a todas las hojas que contengan datos de seguridad aplicables. Releer todas las instrucciones de los fabricantes de los equipos, y sacarlos de operaci%n siguiendo esas instrucciones.

1.

PARO PROGRAMADO DE LA UNIDAD DE AMINA Los pasos a seguir son los siguientes: 1. Se debe abrir la v#lvula del by pass de amina, FV-16030, de modo tal de cortar la circulaci%n de gas por la unidad de amina. 2. Cerrar las v#lvulas de entrada y salida de la unidad, SDV-16028 y SDV16029 respectivamente. 3. Continuar con la recirculaci%n de amina por lo menos durante una hora m #s para regenerar la amina, esto disminuir # la corrosi%n y har # m#s f #cil el arranque. Muestrear ambas aminas para controlar su carga, el objetivo es alcanzar los 0.015 mol CO 2 por mol de amina. 4. Una vez que la amina est+ regenerada, comenzar a retirar gradualmente la carga t+rmica del reboiler de la torre regeneradora de amina, E-402, cerrando la v#lvula de control de caudal FV-31019. Continuar recirculando la amina hasta que alcance una temperatura alrededor de los 149 2F. 5. Debido a la ca'da de temperatura en la torre regeneradora de amina, T-403, se generar # vac'o. El mismo debe romperse con el gas de blanketing a trav +s de la PCV-37122. Asegurarse que esta v#lvula est+ habilitada. 6. Se puede dejar recirculando la amina fr 'a tanto tiempo como se desee. Si en cambio se requiere parar la recirculaci%n de la misma, se deber # proceder de la siguiente manera: Bloquear el FI-18002 para cortar la alimentaci %n de amina a la columna lavadora del flash de amina, T-404. §

§

Parar las bombas booster de amina pobre, P-401 A/B y las bombas de amina pobre, P-406 A/B/C. No es necesario que sea en un orden determinado, sino que se debe tratar de acomodar los niveles de la torre regeneradora de amina, T-403 y el pulm %n de amina, V-414 para un posterior arranque. §

Sacar de servicio el aeroenfriador de amina pobre, A-403 A/B y el aerocondensador de la torre regeneradora de amina, A-404. 7. La unidad de amina puede quedar presurizada o no. Si se desea despresurizar la unidad de amina se debe ventear el gas por la v #lvula PV16031. Esto ser # en el caso de necesitar realizar reparaciones u operaciones de mantenimiento.

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2.


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PARO PROGRAMADO DEL SISTEMA DE ACEITE T6RMICO Para el paro programado del sistema de aceite t+rmico se deber # proceder de la siguiente manera: 1. Parar los quemadores del horno de aceite t+rmico, H-201. 2. Continuar recirculando el aceite t+rmico hasta lograr que disminuya su temperatura. 3. Parar las bombas de aceite t+rmico, P-216 A/B/C.

3.

PARO PROGRAMADO DE UN TREN Se deben llevar a cabo las siguientes operaciones: 1. Cerrar el pozo asociado al tren que se va a parar, para lo cual se debe utilizar la v#lvula choke HCV-91005 o la v #lvula choke manual en caso que se est+ operando con ella, o bien derivar el pozo hacia el otro tren manipulando las v#lvulas manuales del manifold de entrada (m %dulo #43). Para cerrar los pozos durante los paros de planta no se debe cerrar la v ,lvula downhole o de subsuperficie.

En el caso que se opte por no cerrar el pozo, se deber #n cerrar las v#lvulas de entrada al tren, SDV-35028 de entrada al slug catcher, V-5 y SDV-35027 de by pass del slug catcher, V-5. Tambi+n se deber # controlar que las siguientes v#lvulas, as' como las figuras ocho en las que corresponda, est+n cerradas: §

SDV-35038 que comunica el manifold de test con cada tren;

§

SDV-35037 que comunica la salida del slig catcher, V-5 con el aeroenfriador del separador de test, A-4 A/B. §

BF-35006 que comunica los aeroenfriadores del separador de entrada, A-1 A/B/C con el separador de test, V-4. BF-45017 % BF-45018 dependiendo del tren que se desee pararse, que comunican la salida de gas del separador de test, V-4 con cada uno de los trenes. §

BF-44023 % BF-44025 dependiendo del tren que se desee pararse, que comunican la salida de hidrocarburos l 'quidos del separador de test, V-4 con cada uno de los trenes. §

2. Cerrar las v#lvulas de salida de cada subtren, SDV-07012. 3. Abrir la v#lvula de by pass de la unidad de amina, FV-16030, y cerrar las v#lvulas de entrada y salida de la misma, SDV-16028 y SDV-16029 respectivamente, de modo tal de cortar la circulaci%n de gas por la misma. 4. Realizar las operaciones que se describen en el punto 31- Paro Programado de la Unidad de amina4.

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5. Bajar la carga de los compresores de propano , K-1, que est+n afectados al tren que se desea parar, hasta el paro completo de las unidades. 6. Una vez alcanzada una temperatura mayor que los 152F en los chillers, E-2, se podr # sacar de servicio a la unidad de inyecci%n / regeneraci%n de MEG de la siguiente manera: §

Bloquear las inyecciones de MEG en los distintos puntos del tren (intercambiadores gas-gas, E-1, intercambiadores gas-gasolina, E-3 y chillers E-2) y habilitar las v#lvulas de by pass de las mismas, ya sea dentro de los m%dulos #4 aguas arriba del intercambio en la bota de los separadores fr 'os, V-2, o bien dentro del m%dulo #10 de regeneraci%n de MEG. §

Continuar la circulaci%n del MEG hasta regenerarlo.

§

Parar las bombas de inyecci%n de MEG, P-101 A/B.

7. Retirar la carga t+rmica del reboiler de la torre estabilizadora, E-13, y del regenerador de MEG, H-101, cerrando las v #lvulas TV-46004 y TV-10003 respectivamente. 8. Realizar las operaciones que se describen en el punto 32- Paro Programado del Sistema de Aceite T )rmico4. 9. El tren puede o no quedar presurizado. En el caso que se desee o se requiera despresurizarlo para realizar operaciones de mantenimiento o reparaciones, se deber # ventear el gas utilizando la v#lvula PV-45009. Para despresurizar la unidad de estabilizaci%n se deber #n utilizar las v#lvulas PV-11001B y PV-11006.

4.

PARO PROGRAMADO DE DOS TRENES Las operaciones que deben realizarse son las mismas que en el caso de paro programado de un tren, teniendo en cuenta que en este caso s ' o s' deber #n cerrarse las v#lvulas choke HCV-91005 de los pozos que estuvieran en operaci%n. Se recomienda que para parar los dos t renes no se realicen las operaciones en forma simult#nea, sino que se saque de operaci%n un tren y una vez que se halla estabilizado y est+ bajo control el primero, entonces proceder a la parada del otro.

IX.

PAROS DE EMERGENCIA A continuaci%n se detallan los distintos tipos de shutdown y by pass de amina, as ' como las causas que los provocan.

1.

SHUTDOWN GENERAL DE PLANTA Las causas que desencadenan un shutdown general de planta son las siguientes: §

Pulsaci%n del bot%n negro de las botoneras de campo.

§

Pulsaci%n del bot%n HS-10100 desde el sistema de control.

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Muy alto nivel en cualquiera de los knock out drum de antorcha, 1-V-18 % 2-V-18. §

§

Muy baja presi%n de aire de instrumentos, censada en el acumulador de aire de instrumentos, V-19, por el PT-33006. Las botoneras se encuentran al alcance del operador en los siguientes puntos de la planta: §

En el extremo oeste de cada uno de los trenes de proceso, HS-SD01 y HSSD03. En el extremo este de cada uno de los subtrenes, al lado del m %dulo de los chillers E-2, HS-SD02 y HS-SD05. §

§

Afuera de la sala de incendios, HS-SD04.

§

Al lado de las bombas de gasolina para exportaci%n P-9 A/B/C, HS-SD06.

§

En el extremo norte del parral principal enfrentado con los ae roenfriadores de gasolina estabilizada A-8, HS-SD07. En el #rea de entrada de planta, en la terraza de las trampas receptoras SP1/2/3/4, HS-SD08. §

§

Atr #s del separador de test V-4 hacia el lado de la calle, HS-SD09.

Las acciones que se desatan con un shutdown de planta son: §

Shutdown del tren #1, que se encuentra descripto en la Matriz de CausaEfecto, documento 3120-F-ET-096. §

Shutdown del tren #2, que se encuentra descripto en la Matriz de CausaEfecto, documento 3120-F-ET-096. §

Shutdown de las instalaciones de test, que se encuentra descripto en la Matriz de Causa-Efecto, documento 3120-F-ET-096. §

Se detienen, entre los m#s importantes, los siguientes equipos: compresores de propano, K-1 A/B/C/D/E; aerocondensadores de Propano, 1A-5 A/B/C/D y 2-A-5 A/B/C/D; generadores, G-1 A/B/C/D/E; bombas de exportaci%n de gasolina, P-8 A/B y P-9 A/B/C; unidades de %smosis inversa, M-830 A/B; unidad de flotaci%n, M-900; sistemas de inyecci%n de productos qu'micos y bombas de reposici%n de productos. La orden de shutdown general de planta no produce el cese de operaci %n de los compresores de aire, K-3 A/B/C, ni inhibe el arranque autom #tico del generador de emergencia, G-2.

2.

SHUTDOWN GENERAL DE PLANTA CON DESPRESURIZACIN La planta est# sectorizada por medio de v#lvulas de shutdown a trav+s de las cuales se a'slan los distintos sectores del resto de la planta. Es condici%n necesaria para poder realizar un blowdown de cada sector que las v#lvulas de shutdown de entrada y salida al mismo est+n cerradas.

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El blowdown se lleva a cabo desde el DCS de la planta accionando distintos botones en funci%n de cu#l de los sectores se desea blowdanear. Los sectores en que se puede aislar la planta, y blowdanear en forma independiente, son los siguientes:

3.

§

Instalaciones de test.

§

Slug catcher del tren #1.

§

Slug catcher del tren #2.

§

Tren #1.

§

Tren #2.

§

Unidad de Aminas del tren #1.

§

Unidad de Aminas del tren #2.

SHUTDOWN DE UN TREN Las siguientes causas desencadenan el shutdown de un tren de producci%n: §

Orden de shutdown general de planta.

§

Pulsaci%n del bot%n HS-10101 desde el sistema de control (1-HS-10101 para el Tren #1 y 2-HS-10101 para el Tren #2). El Shutdown de un tren implica: §

Cierre de las v#lvulas de entrada, salida y bypass del slug catcher del tren, 1-V-5 o 2-V-5 seg-n corresponda. §

Cierre de las v#lvulas de entrada y salida del tren en cuesti%n.

§

Shutdown del sistema de aceite t+rmico asociado al tren.

§

Shutdown de la planta de aminas asociada al tren.

§

Cierre de las v#lvulas que permiten la sectorizaci%n del tren.

§

Apagado de equipos dedicados exclusivamente al tren tales como aeroenfriadores, compresores y bombas.

4.

SHUTDOWN DE LAS INSTALACIONES DE PRUEBA Las siguientes causas desencadenan el shutdown de las inst alaciones de prueba: §

Orden de shutdown general de planta.

§

Pulsaci%n del bot%n HS-34080 desde el sistema de control.

El shutdown de las instalaciones de prueba implica: §

Cierre de las v#lvulas de entrada y salida del sector de las instalaciones de prueba. §

Apagado de los motores de los aeroenfriadores A-4 A/B.

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5.


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SHUTDOWN DE UN SISTEMA DE ACEITE T6RMICO Las siguientes causas desencadenan el shutdown de un sistema de aceite t+rmico: §

Orden de shutdown de un tren.

§

Pulsaci%n del bot%n HS-39050 desde el sistema de control (1-HS-39050 para el Tren #1 y 2-HS-39050 para el Tren #2). §

Muy bajo nivel en el tanque de expansi%n de aceite t+rmico, V-216.

§

Muy bajo caudal de aceite t+rmico.

§

Muy alta presi%n en l'nea de aceite t+rmico asociada al reboiler de la torre estabilizadora, E-13: ruptura de tubos. El shutdown de un sistema de aceite t+rmico implica:

6.

§

Parada de las bombas de aceite t+rmico, P-216 A/B/C.

§

Parada del horno de aceite t+rmico, H-201.

SHUTDOWN DE LA UNIDAD DE AMINAS Las siguientes causas desencadenan el shutdown de una planta de aminas: §

Orden de shutdown de un tren.

§

Pulsaci%n del bot%n HS-10110 desde el sistema de control (1-HS-10110 para el Tren #1 y 2-HS-10110 para el Tren #2). El shutdown de un una planta de aminas implica: §

Apertura de la v#lvula de by pass de la planta de aminas, FV-16030.

§

Cierre de v#lvulas de entrada y salida de la planta en cuesti%n.

§

Paro de la circulaci%n de amina.

§

Apagado de equipos dedicados exclusivamente a la planta correspondiente tales como aeroenfriadores y bombas.

7.

B Y PASS DE LA UNIDAD DE AMINAS El by pass de amina se activa por distintas causas operativas en forma autom #tica y no implica un corte de circulaci %n de amina en la unidad. Las acciones que se desencadenan son dos: §

Se abre totalmente la v#lvula de by pass, FV-16030.

§

Se cierra la v#lvula de shutdown SDV-16028 de entrada de gas a la unidad de endulzamiento. La v#lvula de shutdown de salida de la unidad, SDV-16029, permanece abierta para mantener las presiones ecualizadas. La causas que pueden activar un by pass de la unidad de aminas se listan a continuaci%n: a) Muy alto nivel en cualquiera de las c#maras del filtro coalescedor de gas dulce de salida F-403. Esta se/ales llegan al DCS a trav+s de los LT-16001 y LT-16004.

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b) Muy alto nivel en cualquiera de las c #maras del filtro coalescedor de gas #cido de entrada F-402, a trav+s de los LT-16022 y LT-16023. c) Muy alto nivel en el separador de gas dulce V-403, a trav+s del LT-16024. d) Alta presi%n diferencial en el filtro coalescedor de gas #cido de entrada F-402, a trav+s del PDT-16009. e) Muy alta presi%n diferencial en el filtro coalescedor de gas dulce de salida F403, a trav+s del PDT-16025. f) Muy alta presi%n diferencial en la torre contactora de amina T-401, a trav +s del PDT-37001. g) Muy alto nivel en el fondo de la torre contactora de amina T-401, a trav+s del LT-37106. h) Muy bajo caudal en la descarga de las bombas de amina pobre a la torre contactora de amina P-406 A/B/C, a trav+s del FT-37042B. i) Muy bajo nivel en el pulm%n de amina V-414, a trav+s del LT-48108.

8.

CORTE DE CIRCULACIN DE GAS Tambi+n se puede desatar un corte de circulaci%n de gas en un tren o subtren de procesos de manera autom#tica por las siguientes causas: §

Muy alto nivel de l'quido en el separador de gas de entrada, V-1,: se cierran la v#lvula de salida y v#lvula de bypass del slug catcher, V-5, motivo por el cual se interrumpe la circulaci%n de gas en todo el tren. §

Muy alta presi%n de entrada, censada inmediatamente aguas arriba del aeroenfriador de gas de entrada, A-1 A/B/C, la acci %n es la misma que en el caso anterior, por ende se interrumpe la circulaci%n de gas en todo el tren. Muy alto nivel en el separador fr 'o, V-2: se cierra la v#lvula de salida del subtren correspondiente, SDV-07012. §

Muy alta presi%n de salida: se censa con el pres %stato PSHH-07012 que manda a cerrar la v#lvula de salida del subtren, SDV-07012. §

X.

SEGURIDAD 1.

SISTEMA DE SEGURIDAD La seguridad es de vital importancia en toda operaci %n de gas. Es especialmente importante en esta planta por la presencia de gas a alta presi %n, equipos rotativos, gases t%xicos y sustancias combustibles. Como resultado de lo anterior el trabajo del personal de la planta estar # expuesto a condiciones peligrosas. Todo el personal deber # leer esta secci%n y familiarizarse con las pr #cticas de la buena seguridad.

1.1.

GENERAL Exclusivamente personal entrenado y calificado deber # operar y realizar el mantenimiento a los equipos. El personal deber # estar familiarizado con las

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reglamentaciones locales, provinciales y nacionales, as' como tambi+n los procedimientos espec'ficos. Todo el personal deber # ser perfectamente consciente de los siguientes puntos: No limpiar, mantener o reparar equipos o ca/er 'as sin despresurizar el sistema. §

Todas las fuentes de ignici%n y las llamas deber #n ser apagadas antes de iniciar tareas de reparaci%n y/o mantenimiento de un equipo. §

Se deber # obtener un permiso de trabajo en caliente antes de efectuar soldaduras en las inmediaciones o dentro de la unidad. Los gases combustibles podr #n estar presentes en todo momento a -n cuando la unidad est+ fuera de servicio. Algunos de estos gases pueden ser inodoros, de manera que deber # utilizarse siempre un sensor de mezcla explosiva para su detecci%n. §

§

Nunca ingresar a un recipiente sin un permiso de ingreso espec'fico y las debidas precauciones de seguridad. A -n cuando un recipiente haya sido limpiado y purgado con aire, los gases t%xicos y/o combustibles pueden estar entrampados en bolsillos dentro del recipiente. Restringir las #reas donde se permite fumar los lugares m#s all# de los per 'metros de la unidad de proceso. §

§

Evitar las p+rdidas de gases y l'quidos especialmente aquellos que puedan resultar t%xicos, combustibles, asfixiantes o producir zonas res baladizas. §

Siempre que sea necesario drenar l'quidos o ventear gases a la atm%sfera, aseg-rese de que el #rea est+ bien ventilada y todas las precauciones de seguridad hayan sido tomadas. Recoja los l'quidos en un contenedor adecuado para su disposici%n. §

No pase por alto alarmas o sistemas de paro de emergencia. Chequee todas las alarmas visuales, bocinas y sistemas de paro de emergencia de manera peri%dica para asegurar que funcionen adecuadamente. §

Mantenga las v#lvulas de bloqueo que est#n aguas arriba y aguas abajo de cada v#lvula de seguridad trabadas en forma abierta cuando la v#lvula de seguridad est+ en operaci%n. Chequee las v#lvulas de seguridad de manera peri%dica para asegurarse que funcionen adecuadamente. §

Los equipos rotativos tales como ventiladores y bombas, deber #n contar con guarda correas o guarda acoplamientos. Mantenga estas protecciones en su lugar permanentemente durante la operaci%n de los equipos. Al equipamiento el+ctrico deber # realiz#rsele mantenimiento por personal calificado. Identifique y trabe los comandos el +ctricos siempre que los motores o cualquier otro equipamiento el+ctrico est# siendo objeto de mantenimiento. §

§

Todo motor el+ctrico que est+ equipado con una botonera de comando "MANUAL-OFF-AUTO", deber # ser siempre operado en la posici%n autom#tica. Esto se hace simplemente seleccionando dicha botonera en la

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posici%n autom#tica. De esta manera, el DCS (sistema de control digital) tiene el control del equipo. El interruptor deber # estar en la posici%n autom#tica para que el sistema de control pueda parar el equipo. No arranque el equipo sin chequear visualmente que todo el personal est * a resguardo. Esto deber, hacerse siempre. Nunca arranque un equipo sin tener la certeza absoluta que todo el personal est * a resguardo. §

Siempre aseg-rese que los quemadores hayan sido purgados de combustibles antes de su ignici%n. §

No opere los quemadores sin regular adecuadamente el aire de combusti%n y el medio calefactor. Nunca exceda las recomendaciones m#ximas del fabricante en cuanto al calor generado. Est + atento al arrastre de llama y los puntos calientes que puedan producir da/os en los tubos y producir su rotura. §

Cuando los quemadores se paran por un per 'odo prolongado de tiempo plaquee el suministro de fuel gas, porque pueden perder las v#lvulas y as' pueden llenar los quemadores de gas combustible. §

Nunca exceda las m#ximas temperaturas y/o los rating de presi%n mostrados en las placas de identificaci %n del equipo; esto puede producir fatiga del material y su rotura. §

Mantenga los caminos, pasarelas y plataformas despejadas.

Mantenga los n-meros telef %nicos de los departamentos locales de seguridad, ambulancia, y personal de emergencia claramente a la vista. §

Peri%dicamente revise la hoja de seguridad, de cada producto qu 'mico utilizado en la unidad. Obtenga una hoja de seguridad actualizada de cada producto siempre que se ordenen nuevos embarques. Las hojas de seguridad contienen informaci%n sumamente importante, relacionada con el manipuleo, la exposici%n y precauciones en cuanto a la inflamabilidad. §

§

Peri%dicamente revise todos los standards de PETROBRAS BOLIVIA S.A., relacionados con la seguridad y los procedimientos respectivos. La informaci%n contenida en este manual no pretende ni complementar ni reemplazar los est#ndares de seguridad propios de PETROBRAS BOLIVIA S.A. Este manual no puede cubrir todos los riesgos potenciales de seguridad. El personal deber # estar siempre alerta a condiciones inseguras, y observar buenas pr #cticas de seguridad. Jam#s considere que la seguridad est# garantizada.

1.2.

AMINA, MEDIO C ALEFACTOR Y ANTIESPUMANTE La amina, el medio calefactor y el antiespumante utilizado en esta planta son potencialmente peligrosos. Refi+rase a la hoja de seguridad de cada material provista con ellos para obtener informaci%n espec'fica. Si se necesita disponer

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estos materiales siga todas las reglamentaciones que sean de aplicaci%n, tanto en el orden local, provincial como nacional.

1.3.

HIDROCARBUROS G ASEOSOS Y L#QUIDOS El gas natural procesado en esta unidad, consiste b #sicamente de hidrocarburos gaseosos tales como el metano (CH 4). En algunos casos, los hidrocarburos l'quidos pueden ser arrastrados a la unidad junto con el gas natural, o condensarse durante su procesamiento. Los hidrocarburos son potencialmente peligrosos. Son inflamables al aire en determinadas concentraciones. Los hidrocarburos gaseosos pueden tambi +n causar asfixia por desplazamiento del aire en los pulmones. En las partes donde no se cuente con un sistema de drenajes cerrados adecuados o venteo ser # necesario drenar los hidrocarburos l 'quidos o ventear los hidrocarburos gaseosos a la atm%sfera, y en tal caso aseg-rese que el #rea est+ perfectamente ventilada, y se hayan tomado toda la medida de seguridad. Recoja los hidrocarburos l'quidos en un contenedor adecuado, y en caso de requerirse su disposici%n siga las reglamentaciones locales, provinciales y nacionales.

1.4.

DI%XIDO DE C ARBONO (CO2) La corriente de gas natural procesada en la unidad de aminas, contiene hasta un 3.18% molar de di%xido de carbono. Dicho di%xido de carbono ser # absorbido por la soluci%n de aminas en la torre contactora de amina T-401 y se concentrar # en la corriente de gas #cido que abandona la torre regeneradora de amina T-403, y en algunos casos, tambi +n en la corriente de flash gas que abandona el separador flash de amina V-404. El di%xido de carbono es incoloro, inodoro y no inflamable. Sin embargo puede afectar el ritmo respiratorio y puede causar asfixia por desplazamiento del aire en los pulmones. El di%xido de carbono es m#s pesado que el aire. Siempre que el di %xido de carbono se libera a la atm%sfera, tender # a concentrarse sobre el terreno, m#s que a subir en una columna dentro del aire atmosf +rico. Antes de ingresar a cualquier c#mara o punto bajo en el #rea de planta, chequee adecuadamente el contenido de ox'geno dentro del aire, y verif 'quese que el porcentaje de ox'geno sea del orden del 21%. El di%xido de carbono es adem#s un "gas #cido". Se disuelve en agua, para formar una soluci%n de car #cter #cido.

Todo personal que realice operaciones en zonas donde CO 2 pudiera estar presente, deber, ingresar al ,rea con detectores para dicho contaminante. En caso de detectarse la presencia de CO2, los operadores deber ,n alejarse en sentido opuesto a la direcci#n en que sopla el viento.

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Adem,s, se recomienda que todo trabajo en altura sea realizado con un m 0 nimo de 2 personas a la vez.

2.

LISTADO DE V.LVULAS DE SEGURIDAD TAG

SERVICIO

P&ID

P set

CONTINGENCIA

10 - PSV

- 91017

1 - SP-1001

3120-F-PI-001

2025psig

Fuego

20 - PSV

- 91017

2 -SP-1001

3120-F-PI-051

2025psig

Fuego

30 - PSV

- 91017

3 -SP-1001

3120-F-PI-052

2025psig

Fuego

40 - PSV

- 91017

SP-4001

3120-F-PI-053

2025psig

Fuego

10 - PSV

- 91060

Gas a 1-V-1001

3120-F-PI-001

265psig

Fuego

10 - PSV

- 91061

Gas a 1-V-1001

3120-F-PI-001

265psig

Fuego

20 - PSV

- 91060

Gas a 2-V-1001

3120-F-PI-051

265psig

Fuego

20 - PSV

- 91061

Gas a 2-V-1001

3120-F-PI-051

265psig

Fuego

30 - PSV

- 91060

Gas a 3-V-1001

3120-F-PI-052

265psig

Fuego

30 - PSV

- 91061

Gas a 3-V-1001

3120-F-PI-052

265psig

Fuego

40 - PSV

- 91060

Gas a 4-V-1001

3120-F-PI-053

265psig

Fuego

40 - PSV

- 91061

Gas a 4-V-1001

3120-F-PI-053

265psig

Fuego

PSV

- 34013

SP-1

3120-F-PI-002

2025psig

Fuego

PSV

- 34014

SP-2

3120-F-PI-002

2025psig

Fuego

PSV

- 34015

SP-3

3120-F-PI-002

2025psig

Fuego

PSV

- 34016

SP-4

3120-F-PI-002

2025psig

Fuego

PSV

- 43022

salida de SP-1

3120-F-PI-002

2100psig

Flujo total

PSV

- 43023

salida de SP-1

3120-F-PI-002

2025psig

Flujo total

PSV

- 43041

salida de SP-1

3120-F-PI-002

2025psig

Flujo total

PSV

- 43027

salida de SP-2

3120-F-PI-002

2100psig

Flujo total

PSV

- 43028

salida de SP-2

3120-F-PI-002

2025psig

Flujo total

PSV

- 43042

salida de SP-2

3120-F-PI-002

2025psig

Flujo total

PSV

- 43032

salida de SP-3

3120-F-PI-002

2100psig

Flujo total

PSV

- 43033

salida de SP-3

3120-F-PI-002

2025psig

Flujo total

PSV

- 43043

salida de SP-3

3120-F-PI-002

2025psig

Flujo total

PSV

- 43037

salida de SP-4

3120-F-PI-002

2100psig

Flujo total

PSV

- 43038

salida de SP-4

3120-F-PI-002

2025psig

Flujo total

ASTRA EVANGELISTA


P  g .:

3120-G-MO-126

Rev:

PSV

- 43044

salida de SP-4

3120-F-PI-002

2025psig

Flujo total

PSV

- 34060

A-4 A / B

3120-F-PI-003

1395psig

Flujo total

PSV

- 34061

A-4 A / B

3120-F-PI-003

1395psig

Flujo total

PSV

- 34063

A-4 A / B

3120-F-PI-003

1395psig

Flujo total

PSV

- 44035

V-4

3120-F-PI-003

1395psig

Fuego

PSV

- 44036

V-4

3120-F-PI-003

1395psig

Fuego

1

- PSV

- 35032

1-V-5

3120-F-PI-004

2025psig

Fuego

1

- PSV

- 35033

1-V-5

3120-F-PI-004

2025psig

Fuego

1

- PSV

- 35018

1-A-1 A/B/C

3120-F-PI-004

1465psig

Flujo total

1

- PSV

- 35039

1-A-1 A/B/C

3120-F-PI-004

1395psig

Flujo total

1

- PSV

- 35040

1-A-1 A/B/C

3120-F-PI-004

1395psig

Flujo total

1

- PSV

- 01021

1-V-1

3120-F-PI-004

1395psig

Fuego

1

- PSV

- 01022

1-V-1

3120-F-PI-004

1395psig

Fuego

1

- PSV

- 02002A

1-F-1 A

3120-F-PI-005

1395psig

Fuego

1

- PSV

- 02002B

1-F-1 B

3120-F-PI-005

1395psig

Fuego

1

- PSV

- 03017A

1-E-2 A

3120-F-PI-007

250psig

Ruptura de tubos

1

- PSV

- 03017B

1-E-2 B

3120-F-PI-007

250psig

Ruptura de tubos

1

- PSV

- 03018A

1-E-2 A

3120-F-PI-007

250psig

Ruptura de tubos

1

- PSV

- 03018B

1-E-2 B

3120-F-PI-007

250psig

Ruptura de tubos

1

- PSV

- 04007A

1-V-2 A

3120-F-PI-008

1395psig

Fuego

1

- PSV

- 04007B

1-V-2 B

3120-F-PI-008

1395psig

Fuego

1

- PSV

- 04008A

1-V-2 A

3120-F-PI-008

1395psig

Fuego

1

- PSV

- 04008B

1-V-2 B

3120-F-PI-008

1395psig

Fuego

1

- PSV

- 13023

HO en 1-E-13

3120-F-PI-009

85 psig

Ruptura de tubos

1

- PSV

- 13024

HO en 1-E-13

3120-F-PI-009

85 psig

Ruptura de tubos

1

- PSV

- 46060

1-A-8

3120-F-PI-009

197 psig

Fuego

1

- PSV

- 46061

1-A-8

3120-F-PI-009

197 psig

Fuego

1

- PSV

- 13015

1-E-13

3120-F-PI-009

197psig

Falla abierta LV08001

1

- PSV

- 13022

1-E-13

3120-F-PI-009

197psig


1

- TSV

- 05012

1-D-1

3120-F-PI-010

350psig

Alivio t0rmico

1

- PSV

- 05015

1-V-10

3120-F-PI-010

250psig

Fuego

137

de 218 0

ASTRA EVANGELISTA


P  g .:

3120-G-MO-126

Rev:

138

1

- PSV

- 05016

1-V-10

3120-F-PI-010

250psig

Fuego

1

- PSV

- 05017

1-V-13

3120-F-PI-010

350psig

Fuego

1

- PSV

- 05018

1-V-13

3120-F-PI-010

350psig

Fuego

PSV

- 38054A

K-1A

3120-F-PI-011

50 psig

Falla abierta PCV38055

PSV

- 38054B

K-1B

3120-F-PI-011

50 psig


PSV

- 38054C

K-1C

3120-F-PI-011

50 psig


PSV

- 38054D

K-1D

3120-F-PI-061

50 psig


PSV

- 38054E

K-1E

3120-F-PI-061

50 psig


1

- PSV

- 10015A

1-P-101 A

3120-F-PI-012

1400 psig

Protecci'n de la bomba

1

- PSV

- 10015B

1-P-101 B

3120-F-PI-012

1400 psig


1

- PSV

- 10051

1-H-101

3120-F-PI-012

2400 mmca Salida bloqueada

1

- PSV

- 10052

1-H-101

3120-F-PI-012


1

- PSV

- 10048

1-V-101

3120-F-PI-012

120psig


1

- PSV

- 10049

1-V-101

3120-F-PI-012

120psig


1

- PSV

- 10017

1-V-101

3120-F-PI-012

120psig

Fuego

1

- PSV

- 10042

1-V-101

3120-F-PI-012

120psig

Fuego

1

- TSV

- 10036A

1-F-101 A

3120-F-PI-012

120psig

Alivio t0rmico

1

- TSV

- 10036B

1-F-101 B

3120-F-PI-012

120psig

Alivio t0rmico

1

- TSV

- 10037A

1-F-102 A

3120-F-PI-012

120psig

Alivio t0rmico

1

- TSV

- 10037B

1-F-102 B

3120-F-PI-012

120psig

Alivio t0rmico

1

- PSV

- 31006

1-V-216

3120-F-PI-013

85 psig

Fuego

1

- PSV

- 31007

1-V-216

3120-F-PI-013

85 psig

Fuego

1

- PSV

- 16005

1-F-403

3120-F-PI-014

1395psig

Fuego

1

- PSV

- 16026

1-F-403

3120-F-PI-014

1395psig

Fuego

1

- PSV

- 16006

1-F-402

3120-F-PI-014

1395psig

Fuego

1

- PSV

- 16027

1-F-402

3120-F-PI-014

1395psig

Fuego

1

- PSV

- 37114

1-T-401

3120-F-PI-014

1395psig

Fuego

1

- PSV

- 37070

1-T-401

3120-F-PI-014

1395psig

Fuego

1

- PSV

- 48024

1-V-414

3120-F-PI-015

150psig

Fuego

1

- PSV

- 48022

1-V-414

3120-F-PI-015

150psig

Fuego

1

- PSV

- 37043

1-V-404

3120-F-PI-015

150psig


de 218 0

ASTRA EVANGELISTA


P  g .:

3120-G-MO-126

Rev:

139

1

- PSV

- 37071

1-V-404

3120-F-PI-015

150psig


1

- PSV

- 19001A

1-F-408 A

3120-F-PI-016

150psig

Fuego

1

- PSV

- 19001B

1-F-408 B

3120-F-PI-016

150psig

Fuego

1

- PSV

- 19005A

1-F-409 A

3120-F-PI-016

150psig

Fuego

1

- PSV

- 19005B

1-F-409 B

3120-F-PI-016

150psig

Fuego

1

- PSV

- 19008A

1-F-410 A

3120-F-PI-016

150psig

Fuego

1

- PSV

- 19008B

1-F-410 B

3120-F-PI-016

150psig

Fuego

1

- TSV

- 20002

1-E-401 B RA

3120-F-PI-017

150psig

Alivio t0rmico

1

- TSV

- 20026

1-E-401 B RA

3120-F-PI-017

150psig

Alivio t0rmico

1

- TSV

- 20010

1-E-401 A RA

3120-F-PI-017

150psig

Alivio t0rmico

1

- TSV

- 20027

1-E-401 A RA

3120-F-PI-017

150psig

Alivio t0rmico

1

- PSV

- 20028

LA to 1-A-403 A/B

3120-F-PI-017

150psig

Fuego

1

- PSV

- 20029

LA to 1-A-403 A/B

3120-F-PI-017

150psig

Fuego

1

- PSV

- 37072

1-T-403

3120-F-PI-018

50 psig

P0rdida/condensador

1

- PSV

- 37073

1-T-403

3120-F-PI-018

50 psig

P0rdida/condensador

PSV

- 37094A

P-409 A

3120-F-PI-020

125 psig


PSV

- 37094B

P-409 B

3120-F-PI-020

125 psig


PSV

- 39030A

P-201 A

3120-F-PI-022

85 psig


PSV

- 39030B

P-201 B

3120-F-PI-022

85 psig


PSV

- 87008A

P-150 A

3120-F-PI-022

70 psig


PSV

- 87008B

P-150 B

3120-F-PI-022

70 psig


PSV

- 85012A

P-850 A

3120-F-PI-022

91 psig


PSV

- 85012B

P-850 B

3120-F-PI-022

91 psig


TSV - 46065A

P-8 A Inlet

3120-F-PI-024

130 Psig Alivio t0rmico

TSV - 46065B

P-8 B Inlet

3120-F-PI-024

130 psig Alivio t0rmico

TSV

- 46066A

TK-87

3120-F-PI-024

30 psig

Alivio t0rmico

TSV

- 46066B

TK-8B

3120-F-PI-024

30 psig

Alivio t0rmico

TSV

- 46066C

TK-8C

3120-F-PI-024

30 psig

Alivio t0rmico

TSV

- 46067A

TK-87

3120-F-PI-024

30 psig

Alivio t0rmico

TSV

- 46067B

TK-8B

3120-F-PI-024

30 psig

Alivio t0rmico

TSV

- 46067C

TK-8C

3120-F-PI-024

30 psig

Alivio t0rmico

de 218 0

ASTRA EVANGELISTA


P  g .:

3120-G-MO-126

Rev:

140

TSV

- 46068A

TK-87

3120-F-PI-024

30 psig

Alivio t0rmico

TSV

- 46068B

TK-8B

3120-F-PI-024

30 psig

Alivio t0rmico

TSV

- 46068C

TK-8C

3120-F-PI-024

30 psig

Alivio t0rmico

TSV

- 46069A

P-97

3120-F-PI-024

30 psig

Alivio t0rmico

TSV

- 46069B

P-9B

3120-F-PI-024

30 psig

Alivio t0rmico

TSV

- 46069C

P-9C

3120-F-PI-024

30 psig

Alivio t0rmico

PSV

- 51010

SP-5

3120-F-PI-025

1395psig

Fuego

PSV

- 60002

SP-2001

3120-F-PI-025

1395psig

Fuego

PSV

- 60018A

Gas combustible

3120-F-PI-025

250psig


PSV

- 60018B

Gas combustible

3120-F-PI-025

250psig


PSV

- 42007

V-9

3120-F-PI-026

350psig

Fuego

PSV

- 42008

V-9

3120-F-PI-026

350psig

Fuego

PSV

- 38028

V-20

3120-F-PI-026

250psig

GE112 NFPA 59

PSV

- 38029

V-20

3120-F-PI-026

250psig

GE112 NFPA 59

PSV

- 38052

V-20

3120-F-PI-026

250psig

GE112 NFPA 59

PSV

- 38053

V-20

3120-F-PI-026

250psig

GE112 NFPA 59

TSV

- 38034

Propano a P-20 A/B

3120-F-PI-026

350psig

Alivio t0rmico

TSV

- 38037

Descarga de P-20 B

3120-F-PI-026

350psig

Alivio t0rmico

TSV

- 38040

Descarga de P-20 A

3120-F-PI-026

350psig

Alivio t0rmico

TSV

- 38042

Propane to D-2

3120-F-PI-026

350psig

Alivio t0rmico

TSV

- 42012

D-2

3120-F-PI-026

350psig

Alivio t0rmico

PSV

- 46015

SP-6

3120-F-PI-031

1395psig

Fuego

PSV

- 61004

SP-2002

3120-F-PI-031

1395psig

Fuego

PSV

- 33015

V-30

3120-F-PI-033

205psig

Fuego

PSV

- 33016

V-30

3120-F-PI-033

205psig

Fuego

PSV

- 33041

Colector de AA

3120-F-PI-033

150psig


PSV

- 33042

Colector de AA

3120-F-PI-033

150psig


PSV

- 49014 A

G-1 A

3120-F-PI-034

60 psig

Falla abierta PCV49003A

PSV

- 49014 B

G-1 B

3120-F-PI-034

60 psig

Falla abierta PCV49003B

PSV

- 49014 C

G-1 C

3120-F-PI-034

60 psig

Falla abierta PCV49003C

PSV

- 49014 D

G-1 D

3120-F-PI-034

60 psig

Falla abierta PCV49003D

de 218 0

ASTRA EVANGELISTA

PSV


P  g .:

3120-G-MO-126

Rev:

- 49014 E

G-1 E

3120-F-PI-034

60 psig

141

Falla abierta PCV49003E

1

- PSV

- 08015

1-V-8 / 1-V-3

3120-F-PI-035

570psig


1

- PSV

- 08023

1-V-8 / 1-V-3

3120-F-PI-035

570psig


PSV

- 90003

V-22

3120-F-PI-037

71 psig


PSV

- 90036

V-22

3120-F-PI-037

71 psig


2

- PSV

- 08015

2-V-8 / 2-V-3

3120-F-PI-048

570psig


2

- PSV

- 08023

2-V-8 / 2-V-3

3120-F-PI-048

570psig


2

- PSV

- 35032

2-V-5

3120-F-PI-054

2025psig

Fuego

2

- PSV

- 35033

2-V-5

3120-F-PI-054

2025psig

Fuego

2

- PSV

- 35018

2-A-1 A/B/C

3120-F-PI-054

1465psig

Flujo total

2

- PSV

- 35039

2-A-1 A/B/C

3120-F-PI-054

1395psig

Flujo total

2

- PSV

- 35040

2-A-1 A/B/C

3120-F-PI-054

1395psig

Flujo total

2

- PSV

- 01021

2-V-1

3120-F-PI-054

1395psig

Fuego

2

- PSV

- 01022

2-V-1

3120-F-PI-054

1395psig

Fuego

2

- PSV

- 02002A

2-F-1 A

3120-F-PI-055

1395psig

Fuego

2

- PSV

- 02002B

2-F-1 B

3120-F-PI-055

1395psig

Fuego

2

- PSV

- 03017A

2-E-2 A

3120-F-PI-057

250psig

Ruptura de tubos

2

- PSV

- 03017B

2-E-2 B

3120-F-PI-057

250psig

Ruptura de tubos

2

- PSV

- 03018A

2-E-2 A

3120-F-PI-057

250psig

Ruptura de tubos

2

- PSV

- 03018B

2-E-2 B

3120-F-PI-057

250psig

Ruptura de tubos

2

- PSV

- 04007A

2-V-2 A

3120-F-PI-058

1395psig

Fuego

2

- PSV

- 04007B

2-V-2 B

3120-F-PI-058

1395psig

Fuego

2

- PSV

- 04008A

2-V-2 A

3120-F-PI-058

1395psig

Fuego

2

- PSV

- 04008B

2-V-2 B

3120-F-PI-058

1395psig

Fuego

2

- PSV

- 13023

HO en 2-E-13

3120-F-PI-059

85 psig

Ruptura de tubos

2

- PSV

- 13024

HO en 2-E-13

3120-F-PI-059

85 psig

Ruptura de tubos

2

- PSV

- 46060

2-A-8

3120-F-PI-059

197 psig

Fuego

2

- PSV

- 46061

2-A-8

3120-F-PI-059

197 psig

Fuego

2

- PSV

- 13015

2-E-13

3120-F-PI-059

197psig


2

- PSV

- 13022

2-E-13

3120-F-PI-059

197psig


2

- TSV

- 05012

2-D-1

3120-F-PI-060

350psig

Alivio t0rmico

de 218 0

ASTRA EVANGELISTA


P  g .:

3120-G-MO-126

Rev:

142

2

- PSV

- 05015

2-V-10

3120-F-PI-060

250psig

Fuego

2

- PSV

- 05016

2-V-10

3120-F-PI-060

250psig

Fuego

2

- PSV

- 05017

2-V-13

3120-F-PI-060

350psig

Fuego

2

- PSV

- 05018

2-V-13

3120-F-PI-060

350psig

Fuego

2

- PSV

- 10015A

2-P-101 A

3120-F-PI-062

1400 psig


2

- PSV

- 10015B

2-P-101 B

3120-F-PI-0 62

1400 Psig

Protecci 'n de la bomba

2

- PSV

- 10051

2-H-101

3120-F-PI-062


2

- PSV

- 10052

2-H-101

3120-F-PI-062


2

- PSV

- 10048

2-V-101

3120-F-PI-062

120psig


2

- PSV

- 10049

2-V-101

3120-F-PI-062

120psig


2

- PSV

- 10017

2-V-101

3120-F-PI-062

120psig

Fuego

2

- PSV

- 10042

2-V-101

3120-F-PI-062

120psig

Fuego

2

- TSV

- 10036A

2-F-101 A

3120-F-PI-062

120psig

Alivio t0rmico

2

- TSV

- 10036B

2-F-101 B

3120-F-PI-062

120psig

Alivio t0rmico

2

- TSV

- 10037A

2-F-102 A

3120-F-PI-062

120psig

Alivio t0rmico

2

- TSV

- 10037B

2-F-102 B

3120-F-PI-062

120psig

Alivio t0rmico

2

- PSV

- 31006

2-V-216

3120-F-PI-063

85 psig

Fuego

2

- PSV

- 31007

2-V-216

3120-F-PI-063

85 psig

Fuego

2

- PSV

- 16005

2-F-403

3120-F-PI-064

1395psig

Fuego

2

- PSV

- 16026

2-F-403

3120-F-PI-064

1395psig

Fuego

2

- PSV

- 16006

2-F-402

3120-F-PI-064

1395psig

Fuego

2

- PSV

- 16027

2-F-402

3120-F-PI-064

1395psig

Fuego

2

- PSV

- 37114

2-T-401

3120-F-PI-064

1395psig

Fuego

2

- PSV

- 37070

2-T-401

3120-F-PI-064

1395psig

Fuego

2

- PSV

- 48024

2-V-414

3120-F-PI-065

150psig

Fuego

2

- PSV

- 48022

2-V-414

3120-F-PI-065

150psig

Fuego

2

- PSV

- 37043

2-V-404

3120-F-PI-065

150psig


2

- PSV

- 37071

2-V-404

3120-F-PI-065

150psig


2

- PSV

- 19001A

2-F-408 A

3120-F-PI-066

150psig

Fuego

2

- PSV

- 19001B

2-F-408 B

3120-F-PI-066

150psig

Fuego

2

- PSV

- 19005A

2-F-409 A

3120-F-PI-066

150psig

Fuego

de 218 0

ASTRA EVANGELISTA

3.


P  g .:

3120-G-MO-126

Rev:

143

2

- PSV

- 19005B

2-F-409 B

3120-F-PI-066

150psig

Fuego

2

- PSV

- 19008A

2-F-410 A

3120-F-PI-066

150psig

Fuego

2

- PSV

- 19008B

2-F-410 B

3120-F-PI-066

150psig

Fuego

2

- TSV

- 20002

2-E-401 B RA

3120-F-PI-067

150psig

Alivio t0rmico

2

- TSV

- 20026

2-E-401 B RA

3120-F-PI-067

150psig

Alivio t0rmico

2

- TSV

- 20010

2-E-401 A RA

3120-F-PI-067

150psig

Alivio t0rmico

2

- TSV

- 20027

2-E-401 A RA

3120-F-PI-067

150psig

Alivio t0rmico

2

- PSV

- 20028

LA to 2-A-403 A/B

3120-F-PI-067

150psig

Fuego

2

- PSV

- 20029

LA to 2-A-403 A/B

3120-F-PI-067

150psig

Fuego

2

- PSV

- 37072

2-T-403

3120-F-PI-068

50 psig

P0rdida/condensador

2

- PSV

- 37073

2-T-403

3120-F-PI-068

50 psig

P0rdida/condensador

PSV

- 33009

V-17

3120-F-PI-071

205psig

Fuego

PSV

- 33010

V-17

3120-F-PI-071

205psig

Fuego

PSV

- 33004

V-19

3120-F-PI-071

205psig

P0rdida/condensador

PSV

- 33040

V-19

3120-F-PI-071

205psig

P0rdida/condensador

PSV

- 06024A

HE-1 A

3120-F-PI-072

1395psig

Fuego

PSV

- 06024B

HE-1 B

3120-F-PI-072

1395psig

Fuego

PSV

- 06011A

V-11A

3120-F-PI-072

150psig

Falla abierta PV06005

PSV

- 06011B

V-11B

3120-F-PI-072

150psig

Falla abierta PV06005

1

- PSV

- 40054

1-V-27

3120-F-PI-073

150psig

Fuego

1

- PSV

- 40055

1-V-27

3120-F-PI-073

150psig

Fuego

PSV

- 46075

P-10 A

3120-F-PI-074

568psig

Flujo total

PSV

- 46076

P-10 B

3120-F-PI-074

568psig

Flujo total

2

- PSV

- 40054

2-V-27

3120-F-PI-076

150psig

Fuego

2

- PSV

- 40055

2-V-27

3120-F-PI-076

150psig

Fuego

de 218 0

DISTRIBUCIN DE DUCHAS DE SEGURIDAD La planta cuenta con 18 duchas de seguridad distribuidas en los siguientes puntos: *

SS

Ubicaci#n

01

En el #rea del m%dulo de inyecci%n de anticorrosivo, M-11

02

En el #rea del m%dulo de Inyecci%n de demulsificante, M-906

ASTRA EVANGELISTA


P  g .:

3120-G-MO-126

Rev:

03

En el #rea de la unidad de clorinaci %n, M-860

04

Afuera del laboratorio

05

En el galp%n de Mantenimiento

06

Frente a la torre regeneradora de amina, 2-T-403.

07

Frente al separador flash de amina, 2-V-404

08

Frente al separador fr 'o, 2-V-2 A

09

Frente al m%dulo de propano, #2-5

10

Frente al m%dulo de propano, #1-5

11

Frente a la torre regeneradora de amina, 1-T-403.

12

Frente al separador flash de amina, 1-V-404

13

En el #rea del tanque de almacenaje de amina, TK-409

14

Frente al separador fr 'o, 1-V-2 A

15

En el #rea del tanque sumidero de amina, V-420

16

En el #rea del tanque slop, TK-7

17

En el #rea del m%dulo de inyecci%n de floculante, M-905

18

En el galp%n de mantenimiento

144

* SS (Safety Shower).

XI.

AN.LISIS 1.

LISTA DE TOMAMUESTRAS Y PLANIFICACIN DE MUESTREO La lista de los tomamuestras y su ubicaci%n pueden verse en la siguiente tabla: TAG

P&ID

Servicio

SC-045001

003

salida de gas del V-4

SC-044008

003

salida de hidrocarburo l,quido del V-4

SC-044009

003

salida de agua del V-4

SC-145002

004

salida de gas del 1-V-1

SC-135001

004

gas de reciclo del 1-V-1

SC-101003

004

salida de hidrocaruro l,quido del 1-V-1

SC-101004

004

salida de agua del 1-V-1

SC-116006

005

salida de la unidad de amina

SC-116007

005

entrada de la unidad de amina

SC-102003A

005

salida del 1-F-1 A

de 218 0

ASTRA EVANGELISTA


P  g .:

3120-G-MO-126

Rev:

SC-102003B

005

salida del 1-F-1 B

SC-107001A

006

entrada de 1-E-3 A/B y 1-E-1 A/B/C

SC-107001B

006

entrada de 1-E-3 C/D y 1-E-1 D/E/F

SC-104008A

008

salida de hidrocarburos l,quidos del 1-V-2A

SC-104008B

008

salida de hidrocarburos l,quidos del 1-V-2B

SC-111001

009

entrada de interetapa del 1-K-2

SC-111002

009

succi'n del 1-K-2

SC-146005

009

salida de gasolina del 1-A-8

SC-110003

012

entrada de glicol de 1-E-101

SC-110004

012

glicol en el 1-H-101

SC-110005

012

succi'n de 1-P-101

SC-110006

012

by pass de la LV-10029 (1-V-101)

SC-116008

014

drenaje del 1-F-402

SC-137010

014

entrada de gas a la 1-T-401

SC-137011

014

salida de amina de la 1-T-401

SC-137015

014

fondo de la 1-T-401

SC-137012

015

drenaje del 1-V-404

SC-137013

015

salida del 1-V-404

SC-119001A

016

entrada del 1-F-409 A

SC-119001B

016

entrada del 1-F-409 B

SC-119002A

016

salida del 1-F-409 A

SC-119002B

016

salida del 1-F-409 B

SC-120002A

017

salida del 1-E-401 A

SC-120002B

017

salida del 1-E-401 B

SC-120003

018

descarga de la 1-P-401

SC-121006

019

salida del 1-V-405

SC-037020

020

TK-409

SC-037021

020

TK-421

SC-046007A

024

tope del TK-8 A

SC-046008A

024

medio del TK-8 A

SC-046009A

024

fondo del TK-8 A

SC-046007B

024

tope del TK-8 B

145

de 218 0

ASTRA EVANGELISTA


P  g .:

3120-G-MO-126

Rev:

SC-046008B

024

medio del TK-8 B

SC-046009B

024

fondo del TK-8 B

SC-046007C

024

tope del TK-8 C

SC-046008C

024

medio del TK-8 C

SC-046009C

024

fondo del TK-8 C

SC-151001A

025

gas a la SP-5

SC-151001B

025

gas a la SP-5

SC-038007

026

salida de propano del V-20

SC-042001

026

salida de propano del V-9

SC-108004

035

salida de hidrocarburos l,quidos del 1-V-3

SC-108005

035


SC-037014

036

salida del F-420

SC-136011A

039

salida de planta del gas

SC-136011B

039


SC-208004

048


SC-208005

048


SC-236011A

050


SC-236011B

050


SC-245002

054

salida de gas del 2-V-1

SC-235001

054

gas de reciclo del 2-V-1

SC-201003

054

salida de hidrocaruro l,quido del 2-V-1

SC-201004

054

salida de agua del 2-V-1

SC-216006

055

salida de la unidad de amina

SC-216007

055

entrada de la unidad de amina

SC-202003A

055

salida del 2-F-1 A

SC-202003B

055

salida del 2-F-1 B

SC-207001A

056

entrada de 2-E-3 A/B y 2-E-1 A/B/C

SC-207001B

056

entrada de 2-E-3 C/D y 2-E-1 D/E/F

SC-204008A

058

salida de hidrocarburos l,quidos del 2-V-2A

SC-204008B

058

salida de hidrocarburos l,quidos del 2-V-2B

SC-211001

059

entrada de interetapa del 2-K-2

SC-211002

059

succi'n del 2-K-2

146

de 218 0

ASTRA EVANGELISTA


P  g .:

3120-G-MO-126

Rev:

SC-246005

059

salida de gasolina del 2-A-8

SC-210003

062

entrada de glicol de 2-E-101

SC-210004

062

glicol en el 2-H-101

SC-210005

062

succi'n de 2-P-101

SC-210006

062

by pass de la LV-10029 (2-V-101)

SC-216008

064

drenaje del 2-F-402

SC-237010

064

entrada de gas a la 2-T-401

SC-237011

064

salida de amina de la 2-T-401

SC-237015

064

fondo de la 2-T-401

SC-237012

065

drenaje del 2-V-404

SC-237013

065

salida del 2-V-404

SC-219001A

066

entrada del 2-F-409 A

SC-219001B

066

entrada del 2-F-409 B

SC-219002A

066

salida del 2-F-409 A

SC-219002B

066

salida del 2-F-409 B

SC-220002A

067

salida del 2-E-401 A

SC-220002B

067

salida del 21-E-401 B

SC-220003

068

descarga de la 2-P-401

SC-221006

069

salida del 2-V-405

SC-006002

072

salida de fuel gas del V-11

147

de 218 0

A continuaci% continuaci%n se sugiere un plan de muestreo diario para la planta en operaci %n normal. El mismo deber # ser modificado y actualizado en funci %n de las necesidades que surjan en cada c ada momento. An0lisis

Muestras por d* a

TK-8A - TVR

1

TK-8B - TVR

1

TK-8C - TVR

1

TK-8A - 8 API, API, Temperatura Temperatura

1

TK-8B - 8 API, API, Temperatura Temperatura

1

TK-8C - 8 API, Temperatura Temperatura

1

Salida de estabilizaci'n de condensado - TVR

1

Cromatograf ,a del 1-V1

1

ASTRA EVANGELISTA


P  g .:

3120-G-MO-126

Rev:

Cromatograf ,a del 2-V1

1

Cromatograf ,a del V-4

1

Cromatograf ,a de entrada a refrigeraci 'n del tren #1

3

Cromatograf ,a de salida de refrigeraci'n del tren #1

3

Cromatograf ,a de entrada a refrigeraci 'n del tren #2

3

Cromatograf ,a de salida de refrigeraci'n del tren #2

3

Cromatograf ,a de gas de exportaci'n

1

Punto de roc ,o de hidrocarburo de gas de exportaci'n

1

Punto de roc ,o de agua de gas de exportaci'n

1

Cromatograf ,a gas de entrada a amina del tren #1

1

Cromatograf ,a gas de salida de amina del tren #1

1

Cromatograf ,a gas de entrada a amina del tren #2

1

Cromatograf ,a gas de salida de amina del tren #2

1

Concentraci'n de glicol pobre

1

Concentraci'n de glicol rico

1

PH de glicol pobre

1

PH de glicol rico

1

Amina en glicol glicol

2.

148

de 218 0

1

Concentraci'n de amina pobre

1

Concentraci'n de amina rica

1

Carga de amina pobre

1

Carga de amina rica

1

LISTA DE ANALIZADORES En la siguiente tabla se listan los transmisores de los analizadores con que cuenta la planta: TAG

SERVICIO

UBICACIN

P&ID

1 - AT

- 07001

Analizador de CO2 en aire

Campo

*

2 - AT

- 07001

Analizador de CO2 en aire

Campo

*

AT

- 37015

Entrada y salida salida de la unidad de aminas

Campo

3120-F-PI-014

AT

- 37128A

Unidad de 'smosis inversa, M-830 A

M-830 A

3120-F-PI-020

AT

- 37128B

Unidad de 'smosis inversa, M-830 B

M-830 B

3120-F-PI-020

AT

- 37149A

Unidad de 'smosis inversa, M-830 A

M-830 A

3120-F-PI-020

ASTRA EVANGELISTA


P  g .:

3120-G-MO-126

Rev:

149

de 218 0

AT

- 37149B

Unidad de 'smosis inversa, M-830 B

M-830 B

3120-F-PI-020

AT

- 46036

H2O en la gasolina gasolina de exportaci exportaci'n

Campo

3120-F-PI-024

AT

- 51006

H2O en gas de venta

Campo

3120-F-PI-025

AT

- 51007

Cromatograf ,a del gas de venta

Campo

3120-F-PI-025

AT

- 80043

Detector de mezcla explosiva explosiva

Campo

*

AT

- 80044


Campo

*

AT

- 80045


Campo

*

AT

- 80046


Campo

*

AT

- 80047


Campo

*

AT

- 80048


Campo

*

AT

- 80049

Detector de mezcla explosiva

Campo

*

AT

- 80050


Campo

*

AT

- 80051


Campo

*

AT

- 80052


Campo

*

AT

- 80053


Campo

*

AT

- 80054


Campo

*

AT

- 80055


Campo

*

AT

- 80056


Campo

*

AT

- 80057


Campo

*

AT

- 86026

Unidad de tratamiento tratamiento de agua, M-861

M-861

3120-F-PI-030

AT

- 86027

Unidad de tratamiento tratamiento de agua, M-861

M-861

3120-F-PI-030

El transmisor AT-37015 recibe las muestras del gas de entrada y salida de las unidades de aminas de los dos trenes, de los 1-AE-37015 A/B y 2-AE-37015 A/B, ubicados en los m% m %dulos #16 de cada tren. El transmisor AT-46036 es un analizador del contenido de agua en la gasolina para exportaci% exportaci%n que est# est# ubicado en la l' l 'nea de descarga de las bombas de gasolina para exportaci% exportaci%n, P-9 A/B/C. Los transmisores AT-51006 y AT-51007 reciben las muestras de los AE-51006 y AE-51007 respectivamente, ubicados aguas abajo de la medici %n en las l' l 'neas de 244 244 de gas de venta. Los detectores de mezcla explosiva est# est #n distribuidos estrat+ estrat+gicamente en toda la planta, particularmente en los galpones galpones de compresores y generadores. generadores.

ASTRA EVANGELISTA

XII.


P  g .:

3120-G-MO-126

Rev:

150

de 218 0

PROBLEMAS HABITUALES DURANTE LA OPERACIN NORMAL Esta secci% secci%n contiene informaci% informaci %n acerca de los problemas m# m#s comunes que pueden presentarse en la planta, para lo cual es esencial vincular los datos de laboratorio laboratorio con las lecturas de planta.

1.

CORROSIN Ocurre cuando hay ataque qu' qu 'mico o electroqu' electroqu'mico sobre el metal base. Provoca t' picamente picamente adelgazamiento, picado, ampollamiento ampollamiento y/o roturas en equipos y tuber 'as, y las consiguientes obstrucciones por acumulaci% acumulaci %n de los productos s% s %lidos de la corrosi% corrosi%n. Los perjuicios que provoca son los de reducir la vida -til de la planta. La corrosi% corrosi%n puede ser minimizada pero no suprimida. La inspecci% inspecci %n de la instalaci% instalaci%n por personal calificado durante las paradas programas de planta complementa la observaci% observaci %n y registro de las tasas de corrosi% corrosi %n de los cupones que para tal fin han sido ubicados en puntos cr 'ticos de la Planta. Puede ser generalizada pero es m#s frecuente en #reas calientes donde haya gases con #cidos libres y se la reduce evitando demasiada carga en la amina rica, una adecuada regeneraci %n y filtraci% filtraci%n y disminuyendo la exposici% exposici %n a los contaminantes. A continuaci% continuaci %n se analizan los factores de mayor incidencia.

1.1.

CORROSI%N POR EROSI%N Las part' part'culas s% s%lidas pueden ingresar con el gas sin tratar y el agua de reposici% reposici%n, o formarse dentro del propio sistema por su corrosi %n o desprenderse de los lechos filtrantes. Se evitan filtrando las distintas corrientes en forma adecuada, procediendo al recambio de los elementos filtrantes cuando corresponda y controlando los factores que promueven la corrosi %n. Otra fuente la constituye el desprendimiento de burbujas de las corriente l'quidas saturadas. Estas burbujas no pueden evitarse totalmente, en especial en las tuber 'as de amina rica, pero s' s' minimizarse manteniendo su carga en no m #s de 0.45 moles de gas #cido por mol de amina, utilizando al separador flash de aminas V-404 para separar los gases y los hidrocarburos f ' f 'sicamente absorbidos. Otra posible fuente de corrosi% corrosi %n por erosi% erosi%n se constituye excediendo los 230 E-401. 2F en las salidas del intercambiador amina rica/amina pobre E-401. En la bomba booster de amina pobre P-401 puede haber este tipo de corrosi %n (liberaci% (liberaci%n del gas en su succi %n y su posterior colapso en la envolvente), la cual puede reducirse con un adecuado despojamiento en la torre regeneradora de amina T-403, manteniendo un adecuado nivel en su fondo y fundamentalmente evitando restricciones y p+ p +rdidas de carga en las succiones por filtros sucios, v#lvulas parcialmente abiertas, etc.

1.2.

G ASES CIDOS Cuanto mayor es la temperatura son m# m #s agresivos. Sus puntos de ataque son las tuber 'as de la corriente de amina rica, en el reboiler de la torre regeneradora de amina E-402 y los elementos del tope de la torre regeneradora de amina T-403. En las tuber 'as, estos gases se desprenden especialmente en los lugares de

ASTRA EVANGELISTA


P  g .:

3120-G-MO-126

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grandes p+rdidas de carga (caso t' pico es la v#lvula de control de nivel del separador flash de amina LV-37017), o cuando se incrementa la temperatura de la corriente l'quida en el intercambiador amina rica/amina pobre E-401. Una forma de contrarrestarlo es con bajas cargas en la corriente de amina rica y no excediendo de 230 2F en las salidas del E-401. En el reboiler de la torre regeneradora de amina E-402 este tipo de corrosi %n puede ser severa si los gases #cidos 6 extremadamente corrosivos a alta temperatura1- no han sido debidamente despojados en la torre regeneradora de amina T-403 antes de llegar su reboiler. Mantener la carga en la corriente regenerada en no m#s de 0.015 mol de gas #cido por mol de amina, adem#s de una adecuada relaci%n de reflujo en el tope de la torre regeneradora de amina T403, alrededor de 1 (no menor de 0,8). Los gases h-medos estar #n presentes en el tope de la torre regeneradora de amina T-403, y el reflujo puede ser #cido. Por esta raz%n el tope de la torre est# construido en acero inoxidable. Las l'neas de amina regenerada y sus conexos pueden ser atacadas en caso de remoci%n inadecuada en la torre regeneradora de amina T-403. La operaci %n inadecuada en esta torre se evita observando la carga de la corriente de amina pobre y su relaci%n de reflujo. Para mantener la carga de amina pobre en los valores adecuados, se debe observar la recirculaci%n de amina y su concentraci%n en un nivel adecuado y evitar un excesivo arribo de CO 2 a la torre contactora de amina T-401, ya sea por alto caudal de gas virgen o por un contenido de CO 2 superior al de dise/o.

1.3.

PRODUCTOS DERIVADOS DE LA DEGRADACI%N DE LA AMINA Generalmente son el resultado de la exposici%n de amina a contaminantes, o al ox'geno o a las altas temperaturas. Algunos de ellos son corrosivos, pero a -n los que no lo son pueden ser inductores aumentando la temperatura de fondo de la torre regeneradora de amina T-403 (l+ase degradaci%n t+rmica), reduciendo a su vez la amina -til disponible para la absorci%n aumentando la carga en la corriente agotada (l+ase corrosividad por gases #cidos). Estos productos de degradaci%n tambi+n aumentan la carga t+rmica en el reboiler de la torre regeneradora de amina E-402, la recirculaci %n requerida y la viscosidad de la soluci%n, la que afecta al bombeo, la transferencia de calor y la operaci %n en las torres. Algunos productos de la degradaci%n act-an como agentes quelantes que toman el hierro de las partes calientes del sistema de amina y luego lo depositan en partes fr 'as, como la torre contactora de amina T-401. Adem #s de la corrosi%n en el reboiler de la torre regeneradora de amina E-402, por la c ontinua remoci%n de la capa pasivante, el hierro liberado por estos agentes quelantes forma part'culas causantes de espuma, erosi%n corrosiva y por -ltimo se combinan con hidrocarburos generando barros. Algo de degradaci%n es inevitable, y si es excesiva hay que resolverla. El proveedor de la amina podr 'a hacer un an#lisis qu'mico detallado para

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identificar esos productos y as' asistir a la soluci%n del problema. A continuaci%n se detallan algunos factores potenciales que la generan: §

Exposici%n a los contaminantes:

La amina reacciona con los componentes #cidos (CO2, H2S y aniones #cidos fuertes) en la torre contactora de amina T-401, luego en las condiciones de la torre regeneradora de amina T-403, las sales de l os #cidos d+ biles (CO2 y H2S) se descomponen (lo que constituye la esencia del mecanismo de purificaci %n de la planta); mientras que el resto forman sales t +rmicamente estables (STE) tales como sulfato, formiato, acetato, tiosulfato, t iocianato, oxalato, glicolato y cloruro, aniones ingresados con el gas crudo o bien con el agua de reposici %n, o formados internamente por contacto con O 2 o por degradaci%n t+rmica. Algunos expertos afirman que estas no son STE por cuanto se descomponen por alta temperatura o bien por el NaOH que desaloja la amina de esa sal por ser una base m#s fuerte que +sta, desplaz#ndola. Sin embargo, estos m+todos regenerativos no ser 'an aplicables para la operaci%n habitual de la planta, y dado que las STE, l# biles o no, s' se comportan como genuinos productos de degradaci%n 6 corrosividad, consumo de amina y problemas operativos 6 y en lo que sigue ser #n consideradas como tales. Su concentraci%n e identidad son normalmente determinadas por el proveedor de la amina, cada 3/6 meses, quien determinar # cu#l es la concentraci%n tolerable y recomendar # la acci%n a tomar si ese l'mite se excediera, t' picamente el agregado de soda, el intercambio i%nico o el reemplazo de una fracci%n. Todos estos m+todos son costosos y pueden traer consecuencias adversas. §

Oxidacin por exposicin al O2: La amina reacciona con el O 2 y forma #cidos org#nicos corrosivos que pueden combinarse con la amina restante, formando as' STE. Estas reacciones se activan a alta temperatura y se ponen en evidencia con un color amarronado rojizo en la soluci%n. El ingreso de O 2 puede deberse a inadecuada inertizaci%n de los equipos de la unidad de aminas.

§

Exposicin a altas temperaturas -degradacin t )rmica: Las altas temperaturas descomponen la amina y forman productos corrosivos, algunos de los cuales pueden combinarse con la amina restante y formar STE. Estas pueden identificarse con un detallado an#lisis. Un color marr %n oscuro y olor a amon'aco en la soluci%n o en el sistema de reflujo ponen en evidencia este fen%meno. Las acciones para minimizar este problema son las siguientes: Ø

Limitar la temperatura de salida del reboiler de la torre regeneradora de amina E-402 a 260 2F (el aumento puede resultar por alta presi%n en el fondo, alta

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concentraci%n de amina o alta acumulaci%n de productos de degradaci%n). Reducir la temperatura de pel 'cula de la amina en contacto con los tubos del reboiler de la torre regeneradora de amina E-402, que siempre es mayor que la indicada en los term%metros (la misma aumenta con la carga t+rmica, la temperatura del hot oil, la de salida del reboiler de la torre regeneradora de amina E-402 o el flujo t +rmico por unidad de #rea debido a su ensuciamiento o a la reducci %n por gases entrampados).

Ø

1.4.

LOS CLORUROS Son un serio contaminante: se combinan con la amina para formar STE y promueven corrosi%n por cr #teres o por picado en #reas sin circulaci%n, adem#s de inducir rajaduras. El ensuciamiento promueve tambi+n el piting, y la rajadura por tensi%n cuando el metal est# interna o externamente tensionado. A pesar de que el acero inoxidable es superior al acero com-n en cuanto a su resistencia frente al la corrosi%n general, es muy susceptible al picado y a la rotura por tensi%n inducidos por los cloruros. Los cloruros pueden ingresar al sistema junto con el gas crudo (arrastre de agua de formaci %n), o bien con el agua de reposici%n. Otra fuente posible es el carb %n activado utilizado para la filtraci%n de amina, este -ltimo debe solicitarse siempre con bajo contenido de cloruros.

1.5.

PERJUICIOS DEL HIDR%GENO Produce fragilidad y ampollamiento, cuando es liberado en reacciones de corrosi%n, o cuando HCN o H 2S est#n presentes, ocurriendo en especial en los fondos de la torre contactora de amina T-401 y en el sistema de reflujo de la torre regeneradora de amina T-403. Si hay HCN una purga continua del reflujo ayudar 'a a disminuir su concentraci%n, pero a-n as' podr 'a ser necesario el empleo de inhibidores de corrosi%n. Precauci#n El HCN puede liberarse en la purga, y es m,s t#xico que el H2S.

2.

FORMACIN DE ESPUMA Ocurre cuando burbujas estables de gas se forman dentro de un l 'quido y se constituyen en una capa flotante e insustancial, como en una botella de gaseosa. En poca cantidad puede favorecer la absorci%n por aumento del #rea de contacto vapor / l'quido, pero los problemas sobrevienen cuando aumenta considerablemente y no se rompe. La misma es causada por agentes qu'micos tensoactivos que cambian la tensi%n superficial del l'quido que la forma, o por part'culas s%lidas que la estabilizan, y/o factores mec#nicos que causan excesivas velocidades del gas; frecuentemente se conjugan varios factores y controlando uno se puede tolerar a los dem#s.

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Cuando se genera en la torre contactora de amina T-401 interfiere en el tratamiento y en la torre regeneradora de amina T-403 con la regeneraci %n, con consecuencias serias como gas fuera de especificaci%n, p+rdida de capacidad y aumento potencial de la corrosi%n. En casos severos, la amina puede llegar a perderse con el gas tratado o con los gases #cidos. Los s'ntomas m#s comunes en las torres son valores altos y/o err #ticos de la p+rdida de carga, arrastre de amina, niveles oscilantes, altas cargas en la amina regenerada y gas fuera de especificaci %n. Si se sospecha su presencia, puede detectarse con el m+todo del Anexo B. Observar que en una torre los efectos ser #n los mismos que los de la inundaci%n.

2.1.

SUS C AUSAS Sus causas qu'micas son los hidrocarburos condensados, los #cidos org#nicos, los productos de degradaci%n, grasas y lubricantes, los inhibidores de corrosi%n, los aditivos y el exceso de antiespum'genos. Las causas f 'sicos son part'culas s%lidas como sulfuro de hierro, %xidos de hierro o polvillo de carb%n de filtros. Las causas mec#nicas son altas turbulencias y las altas velocidades en torres, mayores a-n si hay dislocaci%n de platos o taponamiento parcial de ellos, provocado por deposici%n de s%lidos o contaminantes que forman barros. Tener en cuenta que el ensayo de espuma no identificar # causas mec#nicas.

2.2.

LOS INHIBIDORES Los inhibidores pueden suprimir temporariamente la espuma alterando la tensi%n superficial del l'quido que forma la burbuja. Hay varios tipos disponibles, y su +xito depende de la naturaleza del vector que origina el problema, raz%n por la cual algunos pueden empeorar la situaci %n. Las alternativas deben evaluarse en forma independiente, agregando unas gotas en la muestra a ensayar, y comparando los resultados con muestras testigo. Tomar la muestra en el lugar m#s cercano posible a aquel donde se genera la espuma. Debe emplearse un producto aprobado por el proveedor de la amina y tenerlo disponible antes de que el problema ocurra. Los tipos m#s comunes son basados en siliconas. Se deben agregar al sistema en bajas dosis y justo antes del punto del problema. En esta unidad los puntos de inyecci %n se hallan en la entrada de la amina a la torre contactora de amina T-401, en la entrada de la corriente rica al separador flash de amina V-404 y en la entrada a la torre regeneradora de amina T-403. Una dosis excesiva puede empeorar la situaci%n estabilizando la espuma, y en algunos casos interferir con la operaci%n de las torres o precipitar con el consiguiente taponamiento de ellas, del intercambiador amina rica / amina pobre E-401 y de las tomas de instrumentos. El m#ximo permitido es por lo general de 25 ppm en peso para los de base silicona, debiendo el proveedor de la amina dar los l'mites precisos. Los de siliconas inactivar #n parte del carb%n de los filtros pues son adsorbidos en cierta medida por aqu+l. Recordar que son paliativos temporarios y no eximen de la necesidad de encontrar con rapidez la causa real del problema.

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2.3.


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PREVENCI %N DE LA FORMACI%N DE ESPUMA Lo m#s importante es: §

Evitar el ingreso de contaminantes, con el gas crudo y/o agua de reposici%n.

§

Adecuada filtraci%n de los contaminantes (s%lidos, hidrocarburos y tensoactivos) que ingresen, como tambi+n los autogenerados por corrosi%n. Los elementos mec#nicos de los filtros deber #n ser confeccionados en algod%n blanco virgen y libre de surfactantes y aceites. El carb%n activado deber # ser de bajo contenido de cloruros y fosfatos.

§

Los hidrocarburos no condensar #n en la torre contactora de amina T-401 si la amina ingresa con por lo menos a 9 % 10 2F m#s que el gas crudo.

§

Minimizar la degradaci%n de la amina protegi+ndola de altas temperaturas, aire y contaminantes.

Ensayos frecuentes de espuma detectar #n las causas en un estado incipiente antes de que se agraven, lo mismo que la observaci %n de la soluci%n y la detecci%n de contaminantes en el laboratorio.

3.

CHEQUEO DE PROBLEMAS La siguiente es una lista recordatoria de las principales acciones a tomar frente los problemas m#s comunes que pueden presentarse. Contiene las acciones principales acerca de los problemas m#s comunes, que son: 1. Excesivo CO2 en el gas tratado. 2. Excesiva carga en la amina regenerada. 3. Reboiler de la torre regeneradora de amina E-402 muy recargado. 4. Excesivo requerimiento de agua fresca. 5. Excesivo requerimiento de amina fresca. 6. Corrosi%n en el sistema de amina. 7. Espuma en el sistema de amina. 8. Alta tasa de degradaci%n de amina 9. Problemas en bombas. 10. Problemas de pinchaduras en sistema de aceite t+rmico. Para los equipos seguir las instrucciones de sus respectivos manuales. Enfatizamos una vez m#s acerca de la necesidad constante de conjugar las lecturas de las variables de la planta con los resultados de laboratorio, verificando los instrumentos cuyas lecturas lucen inconsistentes frente al conjunto. Siempre efectuar los cambios operativos en una forma gradual y controlada. Atenci %n con las purgas y venteos, pues pueden contener gases t%xicos; drenar sus l'quidos s%lo a lugares autorizados.

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Muchas variables est#n interrelacionadas y lo que resulta en una soluci%n para un circuito puede ocasionar un problema en otro.

3.1.

PROBLEMA 1: EXCESIVO CO2 EN EL G AS TRATADO. El valor de dise/o es de 0 %. a) Causa: Mucha carga en la amina regenerada. Acci%n: Ver punto 3.2 de esta secci%n. b) Causa: Baja recirculaci%n de amina, problema que se detecta por una alta carga en la corriente rica a-n cuando la corriente regenerada y su concentraci %n sean las correctas. Acci%n: De ser posible, aumentar la recirculaci%n verificando todas las restricciones de caudal, reemplazar si es necesario los elementos filtrantes, asegurarse que la torre contactora de amina T-401 est # operando a la presi%n correcta como as' tambi+n el fondo de la torre regeneradora de amina T-403, evitando diferenciales de presi%n indebidos. Controlar si no hay excesivo caudal en el sistema de filtraci%n y verificar los elementos del circuito que puedan restringir el caudal y el funcionamiento de los instrumentos. c) Causa: Baja concentraci%n de amina. Acci%n: Controlar si la soluci%n no ha sido diluida con agua de reposici%n, y si corresponde agregar amina fresca. Observar que estos resultados anal 'ticos de % de amina pueden estar falseados para arriba o para abajo por la presencia de exceso de productos de degradaci %n seg-n su naturaleza sea b#sica o #cida, respectivamente d) Causa: Acumulaci%n de productos de degradaci%n, lo cual disminuye la cantidad de amina realmente activa. Acci%n: Ver punto 3.8 de esta secci%n. e) Causa: Espuma en la torre contactora de amina T-403, indicada por alto valor de presi%n diferencial. Inicialmente el % de CO 2 en el gas puede descender pero luego subir # a medida que crezca la espuma. Si el problema es severo, habr # mucha carga de l'quido en el separador de gas dulce V-403. Acci%n: Ver punto 3.7 de esta secci%n. f) Causa: Aumento del CO2 ingresado, ya sea por aumento del caudal de gas crudo o por mayor contenido de CO 2 respecto al dise/o (se notar # una deformaci%n en el perfil de temperatura de la torre contactora de amina T-401, con una panza que se desplaza hacia el tope). Acci%n: Aumentar la recirculaci%n y constatar que el CO 2 ingresado no supere al valor de dise/o (3.18% CO2). Una alimentaci%n excesiva puede provocar tambi+n inundaci%n y reducir el tratamiento. g) Causa: Empleo de aditivos inadecuados, exceso de antiespumante o acumulaci%n de impurezas, lo cual afecta la absorci%n en la torre contactora de amina T-401.

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Acci%n: Si es necesario, muestrear la amina para detectar la causa. El proveedor podr 'a tener m+todos para remover los contaminantes. Prevenir en el futuro. h) Causa: Problemas con el solvente al incorporar una nueva partida; en particular con aminas formuladas, cuando la formulaci%n cambia significativamente, como ser la vaporizaci%n diferencial de alguna de ellas. Con la nueva partida podr 'a haber ingresado alg-n contaminante. Acci%n: Comparar an#lisis detallados de la soluci%n anterior y de la partida actual. Resulta prudente guardar muestras para realizar an #lisis posteriores. i) Causa: Los platos de la torre contactora de amina T-401 est#n da/ados u obturados. Acci%n: Parar e inspeccionar para conocer las causas, que bien podr 'an haber sido cambios bruscos de presi %n en la torre contactora de amina T-401. j) Causa: La torre contactora de amina T-401 est # operando por debajo de su m'nimo aceptable y los platos est#n llorando por sus v#lvulas en vez de promover el debido contacto, lo cual reduce dr #sticamente la absorci%n Acci%n Ser # necesario inmovilizar los discos de sus v#lvulas. Consultar al fabricante de los platos por un eventual redise /o. k) Causa: La presi%n del gas crudo es muy baja, lo cual disminuye la concentraci%n de masa activa para una adecuada absorci%n. Acci%n: Si esta situaci%n persistiera se deber # hacer una reingenier 'a. l) Causa: La temperatura interna en la torre contactora de amina T-401 es muy alta o muy baja. (si la temperatura fuera mayor de 190 2F cesar 'a la absorci%n, y si fuera menor de 150 2F la velocidad de reacci%n ser 'a baja y en consecuencia el tiempo de residencia no alcanzar 'a para una absorci%n efectiva). Acci%n: Tocar seg-n corresponda la temperatura de la amina regenerada o la del gas y/o la recirculaci%n, recordando que siempre +sta debe ingresar a 9 % 10 2F m#s que el gas para evitar condensaci%n de hidrocarburos, y la diferencia deber 'a ser mayor si los hidrocarburos fueran m#s pesados.

3.2.

PROBLEMA 2: EXCESIVA C ARGA EN LA AMINA REGENERADA a) Causa: Poco vapor de despojamiento en la torre regeneradora de amina T403, lo cual se manifiesta en su poca cantidad de reflujo. Acci%n: Aumentar el calor en el fondo, bien levantando su temperatura o el caudal de hot oil, sin exceder los l 'mites del horno, todo gradual y paulatinamente, permiti+ndole as' a la amina reacomodarse. Observar la relaci%n de reflujo. b) Causa: La salida de amina en el reboiler de la torre regeneradora de amia E 402 tiene baja temperatura (% ptimo 240/260 2F, 240 2F para asegurar la regeneraci%n por ruptura de la sal amina / gases #cidos y una buena diferencia de temperatura en el intercambiador amina rica/amina pobre E-401, y 260 2F

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para evitar degradaci%n t+rmica). Controlar la presi%n de fondo; como regla general en la torre regeneradora de amina T-403 por cada 1 psi m #s o menos la temperatura aumenta o disminuye unos 2 2F. Observar que la temperatura ser # menor que lo normal si la concentraci %n de amina fuera baja. Acci%n: Graduar al PIC-21010 seg-n corresponda, dando tiempo al sistema reacomodarse y controlando la carga en la amina regenerada y la relaci %n de reflujo. c) Causa: torre regeneradora de amina T-403 y conexos sobrecargados por exceso de CO 2. (ya sea por mucho gas o por alto contenido de CO 2 en +l). Acci%n: Si la situaci%n fuera irreversible seguir trabajando con el equipamiento disponible, aumentar la recirculaci%n. Ser # necesario efectuar una nueva ingenier 'a para aumentar la capacidad del sistema de tratamiento. d) Causa: Espuma en la torre regeneradora de amina T-403, lo cual se manifiesta por valores altos o err #ticos del diferencial de presi%n a trav+s de los platos y/o excesivo arrastre de amina en el reflujo y en el acumulador de reflujo de la torre regeneradora de amina V-405 ( lo normal es 0.5 a 1.5% peso de amina en el reflujo). Acci%n: ver #7. e) Causa: Los platos en la torre regeneradora de amina T-403 est#n dislocados o taponados. Acci%n: Parar e inspeccionar. Un s- bito cambio de presi%n causa cambios en la vaporizaci%n del agua; calentamiento brusco del agua o una circulaci %n excesivamente r # pida de fluidos podr 'a haber sido la causa. f) Causa: P+rdidas en el intercambiador de amina rica/amina pobre E-401, a detectar con un muestreo antes y despu+s en la amina regenerada. Acci%n: Parar y reparar. g) Causa: torre regeneradora de amina T-403, el plato colector pierde y entonces hay l'quidos que no pasan por el reboiler de la torre regeneradora de amina E-402: alta carga en la corriente regenerada. Acci%n: Podr 'a ser que fuera un desborde por inundaci %n del colector: bajar la recirculaci%n (una mejora en la carga de la corriente regenerada verificar 'a la causa del problema). Si el haz de tubos del reboiler de la torre regeneradora de amina E-402 estuviese obturado, habr 'a una alta p+rdida de carga en +l. En ambos casos se debe parar para proceder con la reparaci%n. h) Causa: torre regeneradora de amina T-403 opera con carga menor a lo permitido y los platos 3lloran4. Acci%n: Aumentar el vapor interno o la recirculaci %n si llegara a ser esto necesario, o hacer una reingenier 'a.

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3.3.

PROBLEMA3 : SOBRECARGA AMINA E-402


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DEL

REBOILER

DE LA

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TORRE REGENERADORA

DE

a) Causa: Baja recirculaci%n del hot oil. Acci%n: Aumentarla gradualmente y controlar todas las restricciones que pueda haber en su circuito, v#lvulas mal abiertas (exceptuando las necesarias en el horno para balance), y controlar la instrumentaci %n. Ver que no recircule en exceso por el resto de los sistemas de calefacci%n. b) Causa: Baja temperatura en el hot oil que ingresa al reboiler de la torre regeneradora de amina E-402. Acci%n: Controlar el horno y verificar posible exceso de aire, la degradaci %n del hot oil, o cambios en alguna nueva partida de aceite t +rmico. c) Causa: Sobrecarga en el reboiler de la torre regeneradora de amina E-402 por alta recirculaci%n o carga de CO 2. Acci%n: Bajar la recirculaci%n. Puede ser demasiada carga de CO 2 de entrada, situaci%n que si persistiera har 'a necesaria una reingenier 'a. d) Causa: Ensuciamiento en el intercambiador amina rica/amina pobre E-401, en el reboiler de la torre regeneradora de amina E-402, en el aeroenfriador de amina pobre A-403 A/B/ o en el horno de aceite t+rmico H-201. Acci%n: Limpiar y analizar la naturaleza de las deposiciones. Prestar atenci%n a los filtros de las bombas. e) Causa: Baja temperatura en la corriente agotada, lo cual recarga al intercambiador amina rica/amina pobre E-401, al reboiler de la torre regeneradora de amina E-402 y al aeroenfriador de amina pobre A-403 A/B. Acci%n: Aumentar la temperatura de la corriente regenerada y la del gas crudo, si es posible. Verificar que la recirculaci %n no sea muy alta, pues lo que la calienta es la reacci%n en la torre contactora de amina T-401 y una recirculaci%n excesiva implica un menor aumento de temperatura. f) Causa: By-pass abierto o perdiendo en el intercambiador amina rica/amina pobre E-401, lo cual baja la temperatura de la corriente agotada a la torre regeneradora de amina T-403. Acci%n: Cerrar el by-pass si no es necesario que este abierto (sin superar la temperatura de alimentaci%n de la torre regeneradora de amina T-403 de 210 2F). Asegurarse que la v#lvula no est# perdiendo. g) Causa: Reflujo de la torre regeneradora de amina T-403 muy fr 'o. Acci%n: Chequear la operaci%n del aerocondensador de la torre regeneradora de amina A-404 con velocidad variable. Apagar el m otor de velocidad fija. h) Causa: Acumulaci%n de Gases entrampados en el horno de aceite t +rmico H201 o en el reboiler de la torre regeneradora de amina E-402, ocupando espacio en los equipos y disminuyendo el #rea disponible para intercambio t+rmico. Acci%n: Ventear los puntos altos para remover el gas.

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3.4.


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PROBLEMA 4: EXCESIVO REQUERIMIENTO DE AGUA DE REPOSICI%N Referirse tambi+n al punto 3.5 de esta secci%n. a) Causa: Altas temperaturas o bajas presiones en los gases que dejan la planta (en el acumulador de gas dulce V-403, el separador flash de amina V-404 y el acumulador de reflujo de la torre regeneradora de amina V-405). Acci%n: Controlar el estado de los aeroenfriadores, y determinar si est #n sobrecargados por operaci%n o por condiciones ambientales. b) Causa: Mal funcionamiento de los eliminadores de niebla en el acumulador de gas dulce V-403, el separador flash de amina V-404 y el acumulador de reflujo de la torre regeneradora de amina V-405, ya sea por p +rdida, da/o o taponamiento parcial. Acci%n: Reparar los eliminadores de niebla. Tratar de determinar causas y prevenirlas en el futuro. c) Causa: Niveles en el acumulador de gas dulce V-403, el separador flash de amina V-404 y el acumulador de reflujo de la torre regeneradora de amina V405 muy altos, provocando arrastre de l'quidos. Acci%n: Ajustar los puntos de set de los controladores de nivel. Asegurarse operaci%n estable de los niveles. d) Causa: Excesiva purga de reflujo. Acci%n: Investigar por qu+ es tan frecuente el purgado. Remover contaminantes que se acumulan en el sistema.

3.5.

PROBLEMA 5: ALTA DEMANDA DE AMINA a) Causa: Arrastre en los gases de salida de la planta. Acci%n: Controlar si tienen altas velocidades, que pueden deberse a bajos niveles de l'quido en la torre contactora de amina T-401, o a mal desempe /o de los eliminadores de niebla o altos niveles de l'quidos, o dislocaci%n de los platos #1& #2 de la torre regeneradora de amina T-403. b) Causa: Presencia de espuma en las torres, indicado por altas presiones diferenciales o valores err #ticos de las mismas. Acci%n: Ver punto 3.7 de esta secci%n. c) Causa: Inundaci%n en torres. Acci%n: Puede originarse por altos caudales de vapor y/o l 'quidos, o dislocaci%n, taponamiento o excesivo ensuciamiento de los platos. d) Causa: Arrastre en los gases de salida de la planta o por vaporizaci%n. Acci%n: Las p+rdidas por vaporizaci%n aumentan con los aumentos de temperaturas, disminuci%n de presiones y/o aumento de concentraci %n de la soluci%n de amina.

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e) Causa: Degradaci%n excesiva de la amina, en especial si se realiz % un reemplazo parcial de la soluci%n de amina. Acci%n: Ver punto #6 m#s abajo. f) Causa: La presi%n de la torre contactora de amina T-401 est # significativamente por debajo del de dise /o. Esto incrementa las p+rdidas de aminas por dos v'as. Primero, a medida que la presi%n disminuye, se incrementa el flujo volum+trico actual de gas (aunque el valor est#ndar se mantenga). Esto aumenta la velocidad de pasaje de gas por la torre e incrementa el arrastre de aminas. Segundo, la vaporizaci%n de la amina aumenta a medida que la presi %n disminuye. Acci%n: Aumentar la presi%n de operaci%n de la torre y si la condici%n se mantiene, efectuar la reingenier 'a de la planta. g) Causa: Problemas operativos. Acci%n: Las p+rdidas de ciertos elementos de la planta necesitan reparaci %n (bridas, bombas, tomamuestras, conexiones de instrumentos, etc). Si las p+rdidas son por corrosi%n ver punto #6. aseg-rese que la amina que es drenada se recupera en el sumidero de amina y retornada al sistema en lo posible.

3.6.

PROBLEMA 6: CORROSI%N EN EL SISTEMA DE AMINA a) Causa: Mucha carga en la corriente de amina rica promueve el desprendimiento de gases #cidos despu+s de la v#lvula de nivel LV-37107. Acci%n: Aumentar la recirculaci%n para bajar la carga en esos puntos, y constatar si la concentraci%n es la correcta (recordar que su titulaci %n puede falsearse s' hay contaminantes). b) Causa: Mucho desprendimiento de gas en el lado de la corriente agotada en intercambiador amina rica/amina pobre E-401. Acci%n: Aumentar la contrapresi%n o bajar la temperatura de salida, m #xima 230 2F. Cualquiera de estas acciones afectar # al sistema. Reducir la carga en la corriente agotada. c) Causa: Alta velocidad de degradaci%n de la amina. Algunos productos de degradaci%n son corrosivos, otros no. A -n lo que no los son pueden indirectamente promover la corrosi%n aumentando la temperatura de fondo de la torre regeneradora o dejando disponible menor cantidad de amina para absorci%n de gas #cido. Acci%n: Ver punto 3.8 de esta secci%n. d) Causa: Entrada de impurezas con el gas crudo o el agua de reposici%n, tales como cloruros, #cidos org#nicos y ox'geno. Acci%n: Tomar muestra y analizarlas ara determinar que impurezas est#n presentes. Encontrar la fuente y tomar acciones correctivas. Recordar que los #cidos org#nicos pueden ser autogenerados, y que los cloruros pueden venir en el carb%n activado empleado para la filtraci%n.

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e) Causa: Part'culas s%lidas acumul#ndose por filtraci%n deficiente, las cuales pueden llegar con el gas, el agua y el carb%n del sistema de filtraci%n, adem#s de autogenerarse. Acci%n: Mejorar la filtraci%n observando el caudal operativo, reemplazar los elementos filtrante de aquellos filtros cuya presi%n diferencial fuera grande, y los filtros de succi%n de las bombas. f) Causa: Excesivo concentraci%n de H2S, lo cual puede llegar a provocar la ruptura del metal por corrosi%n sulfurosa por tensi%n, si la concentraci%n en el gas crudo supera el valor de 1 ppm. Acci%n: Ver el est#ndar NACE MRO175 para m#s informaci%n.

3.7.

PROBLEMA 7: ESPUMA EN EL SISTEMA DE AMINA Puede usarse antiespum'geno como paliativo, pero se deben buscar soluciones definitivas. a) Causa: Presencia de Impurezas que pueden ingresar con el gas o con el agua de reposici%n, tales como part'culas, #cidos org#nicos, inhibidores y lubricantes de campo. Acci%n: Determinar tipo de impurezas y tomar acciones correctivas. b) Causa: Presencia de part'culas s%lidas por deficiente filtraci%n (algunas pueden ser autogeneradas). Acci%n: Ver punto #6. c) Causa: Inadecuada filtraci%n. Acci%n: Verificar su caudal. Muestrear entradas y salidas para ver si hay mejor 'as de color, propensi%n a la espuma e hidrocarburos (esto -ltimo puede ser controlado por el proveedor de la amina cuando sea necesario). Recordar que el carb%n puede haberse agotado sin manifestar aumento de la presi%n diferencial. Recargar correctamente el filtro de carb %n activado. d) Causa: Hidrocarburos condensados en la torre contactora de amina T-401. Acci%n: Cumplir con el diferencial m'nimo de 9 % 10 2F o a favor de la amina, principalmente cuanto m#s hidrocarburos pesados hubiera. e) Causa: Caudales excesivos de gas en las torres. Acci%n: Asegurarse que el de gas a la torre contactora de amina T-401 o el de vapores en la torre regeneradora de amina T-403 no es excesivo, o que aqu +l tenga la presi%n normal. Taponamientos en las torres tambi+n contribuyen a empeorar la situaci%n. f) Causa: Hidrocarburos ingresando a la torre regeneradora de amina T-403. Acci%n: Drenarlos por los skimmers del acumulador de reflujo de la torre regeneradora de amina V-405, y no operar a este equipo a mayor presi %n o menor nivel que lo debido. g) Causa: Acumulaci%n de productos de degradaci%n.

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Acci%n: Ver punto 3.8 de esta secci%n. h) Causa: Exceso de aditivos o antiespumante inapropiado. Acci%n: Deben probarse sobre muestras previo a su uso en la planta y consultar al proveedor de la amina.

3.8.

PROBLEMA 8: MUCHA DEGRADACI%N DE AMINA Muestrear para saber qu+ productos se forman; el proveedor puede dar medidas correctivas. Algunos se basan en neutralizaci%n, destilaci%n al vac'o, intercambio i%nico o purgado, todos ellos poco aplicables, lo que refuerza la necesidad de operar en condiciones que eviten o minimicen su formaci %n y antes de que sean un problema. a) Causa: Exposici%n a contaminantes, en especial a los ac'dicos, los cuales forman STE; los m#s comunes son los sulfatos, formiatos, acetatos, tiosulfatos, tiocianatos, oxalatos, glicolatos y cloruros.. Ingresan con el gas o el agua de reposici%n, o son autogenerados por degradaci%n o por exposici%n al O2. Acci%n: Determinar qu+ contaminantes est#n presentes (an#lisis por el proveedor) y luego investigar c%mo ingresan al sistema. b) Causa: Exposici%n al O2; la soluci%n toma un color marr %n-rojizo. Acci%n: Constatar que los tanques de amina y el sumidero est +n inertizados, e investigar si ingresa con el gas. El ox 'geno disuelto en el agua de reposici %n no es relevante. c) Causa: Degradaci%n t+rmica. Acci%n: Buscar en el reboiler de la torre regeneradora de amina E-402, alta temperatura de pel'cula por alto flujo de calor en sus tuber 'as (su ensuciamiento o p+rdida de superficie por gases entrampados lo aumenta en las #reas a-n limpias o libres), o excesiva generaci%n de vapores, o alta concentraci%n en la soluci%n, o acumulaci%n de productos de degradaci%n o simplemente alta temperatura en el hot oil, son todos factores que solos o en conjunto propician la degradaci%n.

3.9.

PROBLEMA 9: DIFICULTADES DE BOMBEO a) Causas: Part'culas s%lidas erosionan las bombas. Acci%n: Mantener limpios los filtros. b) Causas: Nivel inadecuado en las succiones. Acci%n: Aumentar inventario de l'quido si corresponde o los puntos de set de controladores si fuese necesario. c) Causas: Presi%n inadecuada de descarga. Acci%n: Elevar presi%n de recipientes si fuese posible. Verificar si existe alta ca'da de presi%n causada por taponamiento de ca/er 'as, filtros, si existen v#lvulas estranguladas. Chequear ANPAR y ANPAD.

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d) Causa: Gases entrampados en la carcasa de la bomba Acci%n: Ventear peri%dicamente las carcasas que no sean autoventeadas. e) Causa: Sistema de flushing operando de manera inapropiada. f) Causa: Cavitaci%n por alta carga en la amina regenerada. En la succi%n se desprenden gases. Acci%n: Ver punto 3.2 de esta secci%n. g) Causa: Fluctuaciones en la presi%n de entrada o salida, con el consiguiente desprendimiento de gases (erosi%n corrosiva). Acci%n: Revisar si no hay ensuciamiento o presencia de obstrucciones en l'neas. h) Causa: Caudal debajo del m'nimo. Acci%n: Si tiene previsto instalaci%n para recirculaci%n por caudal m'nimo, verificar que este habilitado y opere correctamente. Sino, aumentar caudal de bomba. i) Causa: Alineaci%n inadecuada. Acci%n: Si la bomba opera en caliente puede haber tensiones por dilataci %n j) Causa: Aumento de caudal de circulaci%n en las bombas de circulaci%n de aceite t+rmico P-216 A/B/C. Acci%n: Las bombas de circulaci%n de aceite t+rmico P-216 A/B/C. cuentan con la v#lvula FV-31010 (controlada por el PDIC-31020) que mantiene el caudal de circulaci%n por encima del m'nimo recomendado por el fabricante de los equipos, retorn#ndolo al pulm%n de aceite t+rmico V-216. En caso de producirse una falla en el comando de la v #lvula de caudal m'nimo que haga que se abra por completo, esto se traducir # en un brusco incremento de caudal que puede llevar a que el motor de la bomba tome una carga excesivamente alta, en ese caso deber #n actuar las protecciones el+ctricas sacando la unidad de operaci %n. De manera que cuando la bomba haya salido de servicio por que actu% una protecci%n el+ctrica deber # verificarse el caudal al que se encontraba operando y el estado de la v#lvula de caudal m'nimo. k) Causa: Fuga a trav+s de las retenciones de las bombas de amina pobre P-406 A/B/C. Acci%n: En caso que las v#lvulas de retenci%n instaladas en la descarga de estas bombas no cierran correctamente permitir #n la circulaci%n de amina a trav+s la bomba detenida, reduciendo el caudal disponible de amina para el tratamiento del gas en la torre contactora y dependiendo de la magnitud de la fuga hacer que la bomba gire en sentido contrario al normal. Esta situaci%n quedar # en evidencia por una lectura de presi%n elevada en la descarga de aquella bomba detenida cuya v #lvula de retenci%n no cierra correctamente. La lectura puede realizarse en sala de control y en campo.

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Los operadores deben tomar como costumbre durante su recorrida por el campo observar las lecturas en los man%metros de bombas y el movimiento de los motores de aquellos equipos que deber 'an estar detenidos. l) Causa: P+rdida de sello en las bombas de amina pobre P-406 A/B/C. Acci%n: Las bombas cuentan con detectores de fugas de sellos que enclavan su operaci%n llev#ndolas al paro y dando la correspondiente se /al de alarma. En caso que la bomba salga de servicio por fuga a trav+s del sello, el operador deber # proceder al cierre de las v#lvulas de aspiraci%n y descarga a fin de minimizar la p+rdida de amina y proceder luego con la reparaci%n.

3.10. PROBLEMA: PINCHADURAS EN EL SISTEMA DE ACEITE T5RMICO a) Causa: Rotura de tubos del reboiler de la torre regeneradora de amina E-402. Acci%n: En caso de producirse una rotura en los tubos del reboiler de la torre regeneradora de amina E-402, ingresar # aceite t+rmico a la torre regeneradora de amina T-403, como resultado de esto puede presentarse formaci %n de espuma con todos los inconvenientes operativos ya mencionados en este manual. Cuando se investiguen las posibles causas de generaci%n de espumas +sta deber # tenerse en cuenta. Dependiendo de la magnitud de la rotura puede haber un r # pido descenso en el nivel del pulm%n de aceite t+rmico V-216. Disminuciones de nivel en el pulm %n de aceite t+rmico V-216 no relacionadas a cambios de temperatura (enfriamiento) deben impulsar al operador de la planta a realizar un relevamiento del circuito completo de hot oil en busca de p +rdidas. b) Causa: Pinchadura del serpent'n. Acci%n: Si se produce la pinchadura del serpent 'n de calefacci%n del tanque de almacenaje de amina fresca TK-409 esto llevar # a un descenso en el nivel del pulm%n de aceite t+rmico V-216 (este serpent'n no est# conectado al sistema de aceite t+rmico, sino que se cuenta con la posibilidad de conectarlo en caso que la temperatura ambiente disminuya demasiado y provoque un aumento en la viscosidad de la amina que no permita la correcta operaci %n de las bombas de reposici%n de amina fresca P-409 A/B). Dependiendo de la magnitud de la rotura puede haber un r # pido descenso en el nivel del pulm%n de aceite t+rmico V-216. Disminuciones de nivel en el pulm %n de aceite t+rmico V-216 no relacionadas a cambios de temperatura (enfriamiento) deben impulsar al operador de la planta a realizar un relevamiento del circuito completo de hot oil en busca de p+rdidas. La fuga de fluido calefactor incrementar # el nivel en aquel tanque en el que se ha producido la rotura, esto puede verse por medio de la lectura del correspondiente del transmisor de nivel. Para proceder con las reparaciones, habr # que cerrar las v#lvulas que habilitan el serpent'n, enviar la amina o la soluci %n de amina recuperada a un dep %sito

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transitorio en caso que no se tenga capacidad de almacenamiento en la planta, y por -ltimo extraiga el aceite t+rmico acumulado para volver a usarlo si se justifica, dado que siendo m#s liviano que los otros fluidos flotar # sobre ellos.

4.

FORMACIN DE HIDRATOS Aquellas corrientes de gases h-medos que se sometan a despresurizaci%n a trav+s de una v#lvula, restricci%n, u otro dispositivo disminuir #n su temperatura como consecuencia de la reducci%n de presi%n; los componentes pesados y la humedad que se separen de la corriente gaseosa por condensaci %n pueden solidificar llegando a obstruir el pasaje de fluido. La instalaci%n tiene previsto un sistema de tracing el+ctrico para resolver esto y las posibilidades de congelamiento de corrientes l'quidas, pero durante la puesta en marcha puede ocurrir la formaci%n de hidratos en lugares imprevistos que no cuenten con esa protecci%n. La formaci%n de hidratos en estos casos deber # resolverse elevando la temperatura de la zona afectada, por ejemplo moj #ndola con agua caliente. En el caso de los intercambiadores del tren de enfriamiento, el problema se traduce en un aumento excesivo en la p+rdida de carga lo cual se detecta a trav+s de los medidores de presi%n diferencial. En este caso, se deber # verificar si los caudales de inyecci%n de glicol son los correctos. Proceder a la limpieza de las toberas.

5.

INERTES EN EL SISTEMA DE PROPANO Si durante la operaci%n el sistema de refrigeraci%n requiere un aumento paulatino de la capacidad de aspiraci%n para mantener la misma producci %n de fr 'o, y un aumento de la presi%n de condensaci%n respecto de la temperatura de salida de los aeroenfriadores, esto indica una acumulaci%n de inertes en el sistema de propano. Para solucionar este inconveniente ser # necesario proceder a su eliminaci%n, para ello deber # purgarse el circuito de propano a trav+s de las v#lvulas que a tal efecto se instalaron en los puntos altos de ingreso a los aerocondensadores.

6.

ARRASTRE DE HIDROCARBUROS CON EL MEG Si se detectan problemas operativos en el sistema de regeneraci%n de glicol tales como formaci%n de espumas y dificultades para mantener adecuadamente los niveles, deber # sospecharse la presencia de hidrocarburos dentro de esta unidades. Esta situaci%n no es normal dado que los hidrocarburos no deben llegar hasta aqu '. La separaci%n gruesa entre los hidrocarburos y el glicol se produce en el separador fr 'o V-2, mientras que el pulido se logra en el equipo separador flash de MEG V101. Por lo tanto deber # verificarse el buen funcionamiento de estas unidades. Aseg-rese que el nivel de interfase en el separador flash de MEG V-101 est + en el valor adecuado y que los transmisores de nivel est +n operando adecuadamente. Verifique la calidad de la separaci%n lograda (que no haya emulsiones). Puede ser necesario tomar una muestra del glicol de salida de este equipo y determinar el contenido de hidrocarburos.

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Controle que el nivel de interfase en el separador fr 'o V-2 es el adecuado, si el nivel es muy bajo puede haber un arrastre excesivo de hidrocarburo hacia el separador flash de MEG V-101.

7.

INUNDACI N DE LA TORRE DE MEG Si se produce la inundaci%n de la torre de glicol esto indica que se opera a valores de relaciones l'quido-gas superiores al de inundaci%n, de manera que deber # verificarse que: §

La unidad de regeneraci%n est+ operando a la temperatura de dise/o.

§

El caudal de glicol derivado al relleno no es excesivo

§

El caudal derivado al serpent'n de enfriamiento de la cabeza de la columna regeneradora de MEG T-101 es el correcto.

8.

ALTA RVP

DE GASOLINA

Un valor alto de la presi%n de vapor de la gasolina estabilizada indica la presencia significativa de componentes de bajo peso molecular y en consecuencia que el sistema de estabilizaci%n de gasolina no opera correctamente. Deber # verificarse que la presi%n y temperatura de operaci%n del reboiler de la estabilizadora correspondan con los normales de operaci %n, valores m#s bajos conducen a cortes de gasolina con mayor porcentaje de componentes de bajo punto de ebullici%n. Verifique el buen funcionamiento de los controladores de presi %n de la torre estabilizadora T-3 y el lazo de control que maneja la alimentaci %n de hot oil al reboiler de la torre estabilizadora E-13. Aseg-rese que el aceite t+rmico se encuentre a la temperatura de dise /o.

XIII.

PROTECCIN DEL MEDIO AMBIENTE La protecci%n del medio ambiente debe considerarse en forma permanente. El personal deber # familiarizarse con todas las reglamentaciones locales, provinciales y nacionales, as' tambi+n con los procedimientos espec'ficos. Todo el personal deber # ser consciente de los siguientes puntos: §

Mantener las bridas y todas las dem#s conexiones adecuadamente ajustadas para evitar la p+rdida de gases y l'quidos. Las p+rdidas pueden generarse cuando las ca/er 'as y otros equipos se expanden o contraen debido al cambio de temperatura, especialmente durante las puestas en marcha y los paros. Las soluciones jabonosas son adecuadas para detectar fugas. §

Mantener las empaquetaduras y los v#stagos de las v#lvulas adecuadamente ajustados. Las p+rdidas pueden generarse luego del uso continuo. Reemplace las empaquetaduras de los v#stagos todas las veces que se considere necesario. §

Chequear los venteos, los drenajes, los toma muestras y todas las conexiones similares que puedan dar lugar a p+rdida. Instale tapones, tapas, placas ciegas en todas las conexiones abiertas.

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Los sellos mec#nicos, o las juntas en las bombas pueden tener p +rdidas m'nimas. Si dichas p+rdidas se tornan excesivas, se les deber # hacer mantenimiento o reemplazarlos toda vez que se considere necesario. §

Chequear las v#lvulas de seguridad para detectar fugas. Una vez que una v #lvula de seguridad abre, puede no asentarse completamente. §

§

No drenar l'quidos u otros residuos en el suelo. Si no se dispone para ese servicio de un drenaje cerrado, recoja los l'quidos u otros residuos en un contenedor adecuado, y siga las instrucciones de seguridad. Disponga los l'quidos y otros residuos de acuerdo con las reglamentaciones. §

Los l'quidos y los dem#s residuos que finalmente caigan al piso por cualquier raz%n (salpicaduras, accidentes, p+rdidas, etc.), deben limpiarse y disponerse de acuerdo con las legislaciones aplicables para evitar la contaminaci%n de los drenajes de agua de lluvia. §

Todo el material de residuo que se remueva de la planta, tal como cartuchos filtrantes agotados y carb%n activado, deber #n disponerse de acuerdo con las reglamentaciones aplicables. §

No ventear gas a la atm%sfera a menos que sea absolutamente necesario. Usar un venteo adecuado, y siempre que sea posible desc #rguelo al sistema de antorcha. §

Mantener el aire de combusti%n en forma adecuada en los sistemas de quemadores. Una combusti%n demasiado peque/a, producir # productos de combusti%n incompleta que se liberan a la atm%sfera. Una relaci%n excesiva del aire de combusti%n producir # un aumento del consumo del gas combustible, y como resultado de lo anterior un aumento de la c antidad de gases de combusti %n liberados a la atm%sfera. §

Revisar detenidamente todos los est#ndares de protecci%n ambiental de PETROBRAS BOLIVIA S.A., y los procedimientos espec 'ficos. La informaci%n contenida en este manual no pretende reemplazar estos est#ndares existentes y estos procedimientos espec'ficos. Este manual no puede abarcar todos los riesgos potenciales de da /os al medio ambiente. El personal deber # estar siempre alerta a las condiciones de proceso que puedan producir un da /o al medio ambiente, y observar buenas pr #cticas de protecci%n del mismo.

XIV.

RECOMENDACIONES GENERALES PARA LA OPERACIN DE LA PLANTA 1.

DRENAJE TOTAL DE EQUIPOS Los drenajes de hidrocarburo de los equipos se env'an al colector de drenajes, pudiendo generase una cierta contrapresi%n en el colector. Los equipos no podr #n drenarse al colector de venteos si est#n despresurizados, ya sea por estar fuera de servicio por voluntad del operador, o luego de haberse producido una parada de emergencia. En esa eventualidad deber # emplearse el drenaje abierto.

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La forma de drenar los equipos que salen de servicio es la siguiente: utilizando la v#lvula de venteo manual se lleva la presi%n del recipiente a un valor entre 20 y 85 psig. Se cierra dicha v#lvula y se abre la v#lvula de drenaje hasta que el equipo se haya vaciado. Se cierra la v#lvula de drenaje y se termina de despresurizar el recipiente (ver nota). En caso de los drenajes acuosos que son enviados al sumidero de la planta, se llevar # la presi%n de dichos equipos a un valor < 20 psig, ya que los colectores est #n despresurizados. En caso de ser necesario se podr #n drenar recipientes cuya presi%n est+ por encima de 20 psig; esta operaci%n deber # ser lenta para no generar caudales instant#neos demasiado altos que puedan saturar los colectores y evitar llenarlos con gas. En los recipientes donde existan drenajes con doble v #lvula de bloqueo, deber # operarse de la siguiente manera:

VB-1

VB-3

VB-2

Para abrir el drenaje: 1) Abrir VB-1 2) Abrir VB-2 (drenaje a colector) o VB-3 (drenaje abierto) Para cerrar el drenaje: 1) Cerrar VB-2 (drenaje a colector) o VB-3 (drenaje abierto) 2) Cerrar VB-1

2.

LIMPIEZA DE OBSTRUCCIONES EN LAS TOBERAS DE INYECCI N DE MEG En operaci%n normal estar #n VB-1 y VB-2 abierta y VB-3 y VB-4 cerradas. Si se tapa la tobera, deber # cerrarse VB-1 y abrirse VB-4 durante 1 minuto. De esta manera la presi%n del gas que circula el intercambiador destapar # la misma.

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VBVB-2

VBVB-4

VBVB-3

3.

OPERACI N POR EL B Y-PASS DE V.LVULAS DE CONTROL Y AUTORREGULADORAS 1) Abrir VG-1 de modo de mantener constante la presi %n aguas abajo de la misma. 2) Cerrar VB-1 3) Cerrar VB-2 4) Desmontar la v#lvula

VBVB-1

VBVB-2

VGVG-1

Es muy importante el orden en que se cierran las v #lvulas de bloqueo, ya que eso evitar # que se generen sobrepresiones aguas abajo de la v #lvula que pueden da/ar los internos de las mismas. Al poner la v#lvula de control nuevamente en servicio, seguir los pasos inversos.

4.

CARGA DEL TANQUE DE PROPANO Y REPOSICIN DEL CIRCUITO DE REFRIGERACIN 4.1.

C ARGA DEL T ANQUE DE PROPANO

DESDE C AMIONES

1. Conectar el cami%n a tierra. 2. Conectar las mangueras de ecualizaci%n de presiones a la pieza especial SP-038004 y la de descarga a la pieza especial SP-038006. 3. Habilitar la l'nea de ecualizaci%n entre el cami%n y el tanque de propano V-20. Deje que se ecualicen las presiones. 4. Abrir las v#lvulas de succi%n de la bomba de carga-reposici%n de propano P-20 y de la descarga del tanque de propano V-20. 5. Arrancar la bomba de carga-reposici%n de propano P-20 y vigilar los niveles del cami%n y del tanque a trav+s de la instrumentaci%n disponible.

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6. Completar la carga, apagar la bomba de carga-reposici %n de propano P-20, cerrar la descarga y la succi%n de la bomba. Cerrar las v #lvulas de la l'nea de ecualizaci%n de presiones. Desconectar las mangueras y retirar la puesta a tierra del cami%n.

4.2.

PURGA Y LLENADO INICIAL DEL CIRCUITO DE PROPANO 1. Abrir los venteos y drenajes manuales del sistema de refrigeraci%n 2. Abrir las v#lvulas del circuito que involucra al acumulador de propano V9 y el chiller E-2. 3. Habilitar las salida de propano vapor del tanque de propano V-20. El propano comenzar # a circular desplazando el aire del circuito. 4. A medida que se vaya desplazando el aire, ir cerrando los venteos y drenajes, hasta que finalmente con todos estos cerrados dejar ecualizar presiones entre el circuito de refrigeraci%n y el tanque de propano V-20. 5. Cerrar la salida de propano vapor del acumulador de propano V-9. 6. Habilitar la succi%n y descarga de la bomba de carga-reposici %n de propano P-20 y arrancarla. 7. Bombear propano l'quido hasta que los tubos del chiller E-2 est+n sumergidos y el acumulador de propano V-9 lleno hasta la mitad. 8. Apagar la bomba de carga-reposici%n de propano P-20 y cerrar las l 'neas de succi%n y descarga. 9. Cerrar las v#lvulas que interconectan el circuito de refrigeraci%n y el tanque de propano V-20.

4.3.

REPOSICI%N DE PROPANO A)

Reposici%n al Chiller E-2:

1. La presi%n de operaci%n del chiller E-2 ser # inferior a la presi%n de vapor del propano almacenado en el tanque, por lo que no ser # necesario poner en marcha la bomba de reposici%n. 2. Abrir las v#lvulas que interconectan el tanque de propano V-20 y el Chiller E-2 a trav+s del deshidratador de carga de propano D-2. 3. Abrir la v#lvula que conecta el tanque de propano V-20 con el by-pass de la bomba de carga-reposici%n de propano P-20. 4. Regulando con la v#lvula de by-pass de la bomba de carga-reposici %n de propano P-20 proceder con la reposici%n requerida por el circuito de refrigeraci%n. 5. Una vez concluida la operaci%n anterior, cerrar las v#lvulas que se abrieron en los pasos 324 y 334. B)

Reposici%n al acumulador de propano V-9:

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En este caso ser # necesario encender la bomba de carga-reposici %n de propano P-20. En caso que el volumen a reponer sea peque /o, conviene que la reposici%n se realice mediante un caudal peque/o, por lo tanto ser # necesario emplear la l'nea de recirculaci%n al tanque de propano V-20. 1. Habilitar la interconexi%n entre el acumulador de propano V-9 y la descarga de la bomba de carga-reposici %n de propano P-20 a trav+s del deshidratador de carga de propano D-2. 2. Abrir las v#lvulas de succi%n de la bomba de carga-reposici%n de propano P-20 y la salida de l'quido del tanque de propano V-20. Arrancar la bomba de carga-reposici%n de propano P-20 y mantenerla en funcionamiento hasta lograr la reposici%n deseada. 3. Apagar la bomba de carga-reposici%n de propano P-20. 4. Cerrar las v#lvulas abiertas en los pasos 314 y 324. Vigilar peri#dicamente la carga del deshidratador de carga de propano D2, el cual tiene como absorbente una peque %a cantidad de s0 licagel con cloruro de cobalto. Cuando el color pasa de azul (seco) a rosado (saturado), se deber , renovar la carga de absorbente.

5.

DRENAJE PERI DICO DE RECIPIENTES CON DRENAJE MANUAL Los equipos y las l'neas que se enumeran a continuaci %n tienen la posibilidad de acumular l'quidos y no poseen control de nivel, por lo tanto deber #n ser drenados peri%dicamente en forma manual. §

Bota separadora de aceite del chiller E-2. Drenar el aceite. Revisar diariamente hasta que no sea visible en LG-03016 la interfase propano/aceite. §

Bota separadora de aceite del acumulador de propano V-9. Drenar el aceite. Revisar diariamente hasta que no sea visible en LG-42004 la interfase propano/aceite. Pulm%n de aire a instrumentos V-19 y pulm %n de aire de servicios V-17. Revisar el nivel diariamente para asegurarse de que no se haya obstruido la trampa del l'quido. §

6.

MANTENIMIENTO DEL PH DE LA SOLUCIN DE MEG El pH de la soluci%n de MEG de los diferentes circuitos debe mantenerse entre 8 y 8.5. Para ello ser # necesario dosificar monoetanolamina para ajustar su valor hasta el indicado.

7.

DRENAJE PERI DICO DE LOS COLECTORES DE VENTEO Se deber #n purgar diariamente los drenajes en los puntos bajos de los colectores de venteo.

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ANEXO A 2AN.LISIS DE LA SOLUCIN DE AMINA3

Notas:

1. Normalmente el factor usado en los m+todos de prueba es actualizado trimestralmente cuando se hace un an#lisis completo de la soluci%n de amina de la unidad.

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METODO DE PRUEBA N 3 1 DETERMINACI N DE LA CONCENTRACIN DE AMINA

1.

OBJETO

Este m+todo busca la determinaci%n en campo de la alcalinidad de una amina para tratamiento de gas.

2.

ESQUEMA DEL METODO

Se utiliza soluci%n acuosa de #cido clorh'drico (HCl) o sulf -rico (H2SO4) para titular una muestra de amina usando un indicador.

3.

APARATOS

3.1. Matraz Erlenmeyer de 250 ml. 3.2. Bureta de titulaci%n de 50 ml. 3.3. Pipeta de muestreo de 1 ml. 3.4. Pipeta de muestreo de 2 ml.

4.

REACTIVOS

4.1. Agua destilada o deionizada. 4.2. Acido clorh'drico (HCl), en soluci%n acuosa est#ndar 0,1 % 0,5 N (ver nota 7.2). 4.3. Acido sulf -rico (H2SO4), en soluci%n acuosa est#ndar 0,1 % 0,5 N (ver nota 7.2). 4.4. Indicador Azul de Bromofenol. Tambi+n puede utilizarse indicador P-rpura de Metilo, e incluso Rojo de Metilo.

5.

PROCEDIMIENTO

5.1. Transferir aproximadamente 75 a 100 ml de agua a un matraz Erlenmeyer y adicionar de 3 a 5 gotas de indicador. 5.2. Pesar 1 % 2 gramos de muestra dentro del Erlenmeyer y mezclar. Registrar el peso de la muestra. 5.3. Titular la soluci%n con el #cido clorh'drico 0,1 % 0,5 N hasta el punto final en el que aparece una coloraci%n amarillo-verdosa si se usa Azul de Bromofenol, o p-rpura si se usa P-rpura de Metilo, o rojo si se usa Rojo de Metilo. Registrar la cantidad de titulante.

6.

CALCULOS

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Calcular la concentraci%n de la soluci%n de amina seg-n la siguiente ecuaci%n:

% en peso de amina =

N × A × F gdemuestra

donde: N = Normalidad del HCl A = ml de HCl F = Factor de la amina (ver nota 7.3)

7.

NOTAS

7.1. Este ensayo es para uso en campo solamente cuando no se necesita realizarlo con mayor precisi%n en un laboratorio de mayor complejidad. Este m +todo es menos exacto que los est#ndares de Ineos pero ofrece resultados v#lidos. 7.2. Puede usarse H2SO4 est#ndar en lugar de HCl. 7.3. Factor de amina: para la amina utilizada en la puesta en marcha, GAS/SPEC CSPLUS, de Ineos, el valor del factor es 11.31.

8.

PREPARACI N DEL INDICADOR AZUL DE BROMOFENOL

8.1. Colocar un vaso de precipitados en una balanza y tararlo. 8.2. Pesar 100 mg del indicador, sal s %dica del 3=, 34, 5=, 54 tetrabromofenol sulfonaftale'na dentro del vaso. 8.3. Adicionar 100 ml de agua destilada o deionizada. 8.4. Transferir la soluci%n a una botella etiquetada.

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METODO DE PRUEBA N3 3 DETERMINACI N DE LA CARGA DE GAS 4CIDO EN LAS SOLUCIONES DE AMINA PARA TRATAMIENTO DE GAS (TOTAL)

1.

OBJETO

Este m+todo busca la determinaci%n en campo de la carga aproximada de gas #cido total en las soluciones de amina para tratamiento de gas.

Nota Para esta planta este m*todo determina la carga de CO2 en la soluci #n de amina, debido a la ausencia de H 2S, cuya carga se determina por el m *todo N22 no descripto en el presente manual.

2.

ESQUEMA DEL METODO

Se utiliza hidr %xido de sodio o hidr %xido de potasio est#ndar para neutralizar el gas #cido absorbido usando un indicador est#ndar.

3.

APARATOS

3.1. Matraz Erlenmeyer de 250 ml. 3.2. Bureta de titulaci%n de 50 ml. 3.3. Pipeta de muestreo de 2 ml. 3.4. Pipeta de muestreo de 5 ml.

4.

REACTIVOS

4.1. Alcohol met'lico, anhidro. 4.2. Soluci%n de hidr %xido de potasio (KOH) 0.1 N en alcohol met'lico. 4.3. Indicador timolftale'na 5% en alcohol met'lico. Disuelva 5 gr de timoftale'na en alcohol met'lico anhidro y diluya a 100 ml con alcohol met 'lico anhidro. (tal vez no est+ disponible como soluci%n).

5.

PROCEDIMIENTO

5.1. Agregue 50 ml de alcohol met'lico en un frasco Erlenmeyer de 250 ml. 5.2. Agregue 2 ml de indicador timolftale'na.

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5.3. Valore con soluci%n de hidr %xido de potasio 0.1 N hasta que aparezca un leve color azul. Registre los mililitros de soluci%n de hidr %xido de potasio 0.1 N agregados como 3A4. 5.4. Tare el frasco. Pese 5 ml de soluci%n de muestra en el frasco. Registre el peso de la muestra hasta 0.01 gr. 5.5. Valore con soluci%n de hidr %xido de potasio (JOH) 0.1 N hasta lograr el mismo color azul p#lido mencionado en el paso 3. Registre los mililitros agregados como 3B4.

6.

C4LCULOS

Calcular la carga total de gas #cido de la soluci%n de amina de la siguiente forma:

% pesoCO 2 = molesCO2 molesa min a

M × ( B − A) × N × 4.4 pesodelamuestra =

% pesoCO 2 % pesosolvente

× F

donde: N = Normalidad de la soluci%n de KOH M = ml de soluci%n de KOH F = Factor de amina (ver nota 7.4) % en peso = porcentaje en peso de amina en la soluci %n determinado por el m+todo de prueba N: 1

7.

NOTAS

7.1. EL punto final no es realmente definido y puede determinarse mejor comparando el color de la soluci%n contra una referencia preparada mediante valoraci %n de una segunda muestra de la soluci%n metanol-timolftale'na hasta el mismo color. Sise dispusiera de un medidor de pH, determine el punto final cuando la soluci %n llegue al pH 11.3. Trate de valorar exactamente hasta este color de punto final cada vez que haga una valoraci%n de este tipo. 7.2. Un exceso de agua en el equipo de laboratorio y otros contaminantes del solvente provocar #n lecturas falsas. Puede usar agua para limpiar el equipo, pero recuerde secarlo por completo antes de usarlo con las soluciones de metanol. 7.3. Los reactivos 2 y 3 deben cerrarse herm+ticamente para evitar p+rdidas por vaporizaci%n, con el consiguiente cambio de normalidad. 7.4. Factor de amina: para la amina utilizada en la puesta en marcha, GAS/SPEC CSPLUS, de Ineos, el valor del factor es de 2.71.

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METODO DE PRUEBA N 3 4 DETERMINACIN DE SALES T6RMICAMENTE ESTABLES (HSS)

1.

OBJETO

Este m+todo busca la determinaci%n en campo de la cantidad de #cidos fuertes presentes como sales de aminas y/o metales alcalinos en las plantas de aminas para tratamiento de gas (ver nota 7.1).

2.

ESQUEMA DEL METODO

Una muestra pesada de soluci%n de amina se mezcla con resina de intercambio cati%nico (formato H+) la cual remueve la amina de la soluci %n y convierte las sales en #cidos. Los gases #cidos (CO2 y H2S) se purgan de la soluci %n con nitr %geno, y el #cido remanente se titula con soluci%n est#ndar de hidr %xido de sodio.

3.

APARATOS

3.1. Vaso de precipitados de 250 ml. 3.2. Bureta de titulaci%n de 50 ml. 3.3. Matraz Erlenmeyer de 250 ml. 3.4. Tubo burbujeador con vidrio poroso para purgar la muestra con nitr %geno. 3.5. Embudo para filtraci%n. 3.6. Filtro de papel.

4.

REACTIVOS

4.1. Agua destilada o desmineralizada. 4.2. Hidr %xido de sodio, soluci%n est#ndar 0,1 N. 4.3. Resina de intercambio i%nico, Dowex> 50W-X8, mesh 50/100 hidrogenada, o equivalente. Preparar para uso colocando una porci %n de la resina en un vaso de precipitados con 10 veces el volumen de la misma de agua destilada o desmineralizada. Agitar por un minuto y, luego de que la resina se asiente, decantar el agua. 4.4. Indicador Rojo de Fenol.

5.

PROCEDIMIENTO

5.1. Pesar, con una aproximaci%n de 0,001 g, alrededor de 1 g de muestra dentro de un vaso de precipitados de 250 ml. Registrar el peso de la muestra.

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5.2. Agregar 5 g de resina de intercambio cati%nico y 10 ml de agua desmineralizada, y agitar. 5.3. Agregar aproximadamente 50 ml de agua desmineralizada y purgar con nitr %geno a una velocidad de 500 cm3/min durante 5 minutos. 5.4. Colocar el filtro de papel en el embudo y decantar el l'quido a trav+s del papel, colectando el filtrado en un matraz Erlenmeyer de 250 ml. 5.5. Enjuagar la resina con tres porciones de 10 ml de agua desmineralizada, filtrando cada porci%n en el vaso de precipitados. 5.6. Agregar dos gotas de indicador Rojo de Fenol al filtrado. 5.7. Titular con soluci%n 0,1 N de NaOH hasta un punto en que tome una coloraci %n roja que persista al menos por 5 segundos. Registrar la cantidad de titulante.

6.

CALCULOS

Calcular el contenido de sales de #cidos fuertes seg-n la siguiente f %rmula:

Sales de #cidos fuertes, meq/g =

V × N gdemuestra

× F

donde: V = Volumen, ml de soluci %n de NaOH. N = Normalidad de la soluci%n de NaOH. F = factor de amina (ver nota 7.2)

7.

NOTAS

7.1. En el proceso de tratamiento de gas, las sales de amina del H 2S y del CO2 son destruidas durante la etapa de la regeneraci %n. Las sales de amina del HCN, SCN, H2SO3, as' como las de otros #cidos org#nicos no son destruidas durante la regeneraci%n. Si se sospecha la presencia de altos niveles de metales alcalinos, puede ser necesario determinarlos para corregir el contenido de #cidos fuertes (sustrayendo la cantidad equivalente de metales alcalinos) para determinar el nivel de estos -ltimos que est+n combinados con la amina convirti+ndola en inutilizable para remoci%n de gas #cido. 7.2. factor de amina: para la amina utilizada en la puesta en marcha, GAS/SPEC CSPLUS, de Ineos, el valor del factor es 11.31.

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METODO DE PRUEBA N 3 5 DETERMINACI N DE TENDENCIA A LA FORMACIN DE ESPUMA Y TIEMPO DE R UPTURA DE SOLUCIONES DE AMINAS PARA TRATAMIENTO DE GAS

1.

OBJETO

Este m+todo busca la determinaci%n en campo de la tendencia a la formaci %n de espuma y tiempo de ruptura de soluciones de amina para tratamiento de gas. Puede ser empleado tambi+n en t+cnicas de comparaci%n de antiespumantes (ver nota 8.1).

2.

ESQUEMA DEL METODO

Se pasa una corriente de nitr %geno a trav+s de un tubo de dispersi%n de gas dentro de una probeta graduada de 250 ml conteniendo 50 ml de la muestra de soluci %n a ser ensayada. El volumen total ocupado por el l 'quido y la espuma se define como altura de la espuma. Ver figura 1. El tiempo de ruptura es el lapso de tiempo requerido por la espuma para dispersarse luego de que se detiene el flujo de nitr %geno.

3.

APARATOS

3.1. Probeta graduada de 250 ml. 3.2. Tubo para dispersi%n de gas con extremo de vidrio poroso. 3.3. Cron%metro. 3.4. Regulador de flujo de gas para regular el flujo de nitr %geno hasta 500 cm3/min, tipo Fischer and Porter 3Flowrator 4 con tubo N: 01N-150-A/70 y bola flotante de vidrio, o equivalente. 3.5. Regulador de presi%n de nitr %geno.

4.

REACTIVOS

4.1. Nitr %geno. 4.2. Agua destilada.

5.

PROCEDIMIENTO

5.1. Verter 50 ml de la soluci%n que ser # ensayada dentro de una probeta graduada de 250 ml. 5.2. Conectar el regulador de presi%n de nitr %geno al cilindro que lo contiene (si ya no lo estuviera). Conectar la salida de nitr %geno del regulador hasta la entrada del medidor de flujo, y desde ah' hasta el tubo de dispersi%n de gas, utilizando manguera de goma. Ver figura 1.

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5.3. Mientras se hace circular nitr %geno por el tubo, introducirlo en la muestra de soluci%n y posicionarlo de manera tal que el extremo poroso se apoye en el fondo de la probeta graduada. 5.4. Ajustar el caudal de nitr %geno a 125 cm3/min. La espuma se elevar # hasta una determinada altura (volumen) y deber 'a estabilizarse en aproximadamente tres minutos (ver nota 8.2). 5.5. Leer la altura (volumen) estabilizada de espuma en mil'metros a partir de la escala de la probeta graduada, y registrar est e valor. 5.6. Repetir, en la misma soluci%n, las etapas 5.4 y 5.5 usando un caudal de nitr %geno de 250 cm3/min, y luego 500 cm3/min. 5.7. Sin interrumpir el flujo de nitr %geno, remover r # pidamente del tubo de dispersi%n de gas, poniendo en marcha simult #neamente el cron%metro. 5.8. Cuando la espuma se rompa suficientemente como para que la superficie del l'quido pueda ser observada claramente, detener el cron %metro. El tiempo requerido es el de ruptura de la espuma para la soluci %n (ver nota 8.3). Registrar el caudal al cual se midi% el tiempo de ruptura de la espuma. 5.9. Limpiar la parte porosa del tubo de dispersi%n por inmersi%n durante 30 s sucesivamente en dos probetas conteniendo agua destilada. Luego, despu +s de secar el lado exterior con papel absorbente, el tubo estar # preparado para inmersi%n en la siguiente muestra.

6.

REPORTE

Realizar un informe reportando el tiempo de ruptura de la espuma en segundos, e incluir el caudal al cual se midi%.

7.

PRECISION

La variabilidad de este m+todo fue estudiada a partir de 5 observaciones tomadas en un per 'odo de dos d'as en una muestra de MDEA. El tiempo medio de ruptura de la espuma fue de 24,89 s con una desviaci %n est#ndar de 0,98 s. El porcentaje relativo de desviaci%n est#ndar fue 4,0.

8.

NOTAS

8.1. Algunas t+cnicas de antiespumante empleadas involucran una filtraci %n simple o tratamiento con carb%n activado u otro material antiespumante seguido por filtraci%n si fuera necesario. Cuando no se requiera filtraci%n luego de la adici%n de material antiespumante, la cantidad necesaria puede estimarse por adici %n de gotas al material original, verificando la espuma en la probeta graduada hasta que la reducci%n en la altura de la espuma sea la deseada. 8.2. A los efectos de hacer una comparaci%n, preparar una soluci%n est#ndar para tratamiento de gas a la misma concentraci%n que la que va a ser ensayada, y

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determinar su altura de formaci%n de espuma. Esto dar # una indicaci%n de la cantidad de espuma que se puede esperar de una soluci %n que no haya sido contaminada previamente con elementos que puedan generar espuma o por adici%n de antiespumante. 8.3. Monitorear la ruptura de la espuma por no m#s de cinco minutos. Por sobre este tiempo informarlo como > 5 min.

FIGURA N3 1 Aparato para Medici#n de Tendencia a la Formaci#n de Espuma para Soluciones de Amina para Tratamiento de Gas

Rot#metro Abrazadera

250 230 210 190 Nivel de Espuma Alimentaci%n de Nitr %geno desde el Regulador de Presi%n

170 150 130 110 90 70 50

Nivel de Soluci%n a Ensayar Tubo de Dispersi %n de Gas con Extremo de Vidrio Poroso

30 10

Altura (Volumen) de Espuma

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ANEXO B 2DATOS Y DIAGRAMAS DE PROCESOS3

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ANEXO C 2SAFETY DATA SHEET3

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