Manual de Operaciones Para Una Planta de Procesos

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MANUAL DE OPERACIÓN

Y

PUESTA EN MARCHA

A 28/11/2002 PARA APROBACIÓN WR GP AJ

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MANUAL DE OPERACIÓN

Y

PUESTA EN MARCHA

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2002

Índice

I. Introducción ... 5

II. Unidades de Procesos ... 6

1. Bases de Diseño ... 6

1.1. Capacidad de la Planta ... 6

1.2. Composición y Condiciones de Pozos ... 6

1.3. Composición y Condiciones del Gas de Entrada a Planta ... 8

1.4. Condiciones de Diseño de la Unidad de Endulzamiento ... 9

1.5. Producción de Gas Seco ... 10

1.6. Gasolina Estabilizada ... 10

1.7. Especificación de Agua Efluente ... 10

1.8. Balances de Masa y Energía ... 10

1.9. Cargas Básicas de Diseño ... 10

1.10. Condiciones Ambientales ... 10

2. Descripción del Proceso ... 11

2.1. Instalaciones de Pozo ... 11

2.2. Entrada de Planta ... 14

2.3. Unidad de Ajuste de Punto de Rocío ... 21

2.4. Unidad de Endulzamiento ... 24

2.5. Estabilización de Gasolina ... 31

2.6. Salida de Planta ... 35

3. Descripción de la Filosofía de Control y Shutdown ... 38

3.1. Control de Caudal, Presión y Temperatura en los Pozos y en la Entrada de Planta ... 38

3.2. Control de Caudal, Presión y Temperatura en la Unidad de Ajuste de Punto de Rocío ... 38

3.3. Control de Caudal, Presión y Temperatura en la Unidad de Endulzamiento ... 39

3.4. Control de Caudal, Presión y Temperatura en la Unidad de Estabilización ... 41

3.5. Medición de Gas y Gasolina de Salida de Planta ... 42

III. Servicios Auxiliares ... 43

1. Sistema de Inyección de Etanol y Anticorrosivo en Pozos ... 43

1.1. Bases de Diseño ... 43

1.2. Descripción del Proceso ... 44

1.3. Filosofía de Control ... 44

2. Sistema de Venteo y Drenajes en Pozos ... 45

3. Sistema de Inyección de Anticorrosivo en Planta ... 45

3.1. Bases de diseño ... 45

4. Sistema de Venteo en Planta ... 46

5. Sistema de Drenajes de Hidrocarburos en Planta ... 47

6. Sistema de Drenajes de Aminas ... 49

7. Unidad de Regeneración / Inyección de MEG ... 50

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8. Sistema de Propano ... 53

9. Sistema de Aceite Térmico ... 55

10. Sistema de Fuel Gas ... 58

11. Sistema de Generación de Energía ... 58

12. Sistema de Aire de Instrumentos, Servicios y Arranque ... 59

13. Sistema de Agua Tratada ... 60

14. Sistema de Agua de Incendio y Servicios ... 61

15. Sistema de Agua Potable ... 63

16. Unidad de Tratamiento de Agua de Proceso ... 63

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I. I

NTRODUCCIÓN

Este manual está dirigido a los operadores de la planta SABALO ubicada en la Localidad San Antonio en el Departamento de Tarija, al sur de Bolivia, y contiene información sobre la puesta en marcha, operación y parada de las unidades de la planta. El objeto de la planta es el ajuste del punto de rocío de hidrocarburo y endulzamiento del gas natural. Ésta está constituida por dos trenes de proceso. Cada uno de ellos cuenta con dos subtrenes para la unidad de ajuste de punto de rocío, con una unidad de endulzamiento, con una unidad de estabilización de gasolina y con un sistema de venteos presurizados.

El gas ingresa a la planta a través de los Manifold de Producción o del Manifold de Test proveniente de 4 pozos: SBL X-1 ubicado aproximadamente a 2.5 km al oeste de la planta, SBL X-2 ubicado aproximadamente a 12 km al suroeste de la planta, SBL x-3 ubicado aproximadamente a 5.6 km al suroeste de la planta y SBL X-4 ubicado aproximadamente a 6.6 km al oeste de la planta.

Luego de la separación y la filtración primaria en cada tren, una parte del gas que se está procesando se deriva a la Unidad de Endulzamiento correspondiente. El propósito de esta unidad es remover el exceso de dióxido de carbono y ácido sulfhídrico que contiene el gas natural.

Esta remoción es importante por las siguientes razones:

 El dióxido de carbono reduce el poder calorífico del gas natural, debido a que es un gas no combustible.

 El dióxido de carbono es un gas ácido. Se disuelve en agua para formar una solución ácida que resulta corrosiva.

 El ácido sulfhídrico es un gas altamente tóxico e inflamable.

 El ácido sulfhídrico se disocia en agua formando un ácido débil, el cual ataca al hierro formando sulfuro de hierro insoluble que produce corrosión.

Para remover el exceso de estos gases ácidos del gas natural se utiliza una solución de amina, que se pone en contacto con los mismos en la torre contactora de la Unidad de Endulzamiento. El carácter reversible del proceso hace posible, regenerar la amina en forma continua y reutilizar la solución.

El gas que sale de la Unidad de Endulzamiento, se une al resto del gas e ingresa a los subtrenes de refrigeración de la Unidad de Ajuste de Punto de Rocío. El gas se enfría en el intercambiador gas-gas E-1, en el gas-gasolina E-3 y en el chiller E-2. A partir de allí, el enfriamiento final se produce por expansión en la válvula Joule-Thomson ubicada a la entrada del separador frío V-2. Una vez frío, el gas ingresa al separador frío V-2 (trifásico) donde se produce la separación entre el gas y los condensados.

La formación de hidratos durante el enfriamiento del gas es controlada mediante la inyección de una solución de monoetilenglicol (MEG) al 84 % en peso. Esta solución de MEG es regenerada por calentamiento indirecto y reinyectada en el gas.

Una vez finalizado el tratamiento del gas en cada tren, se unen las salidas de ambos trenes para la Medición Fiscal y posterior inyección a gasoducto.

La gasolina y los condensados asociados separados durante el enfriamiento son estabilizados en la Unidad de Estabilización de Gasolina de cada tren y almacenados. La venta de dicho condensado se puede realizar mediante inyección a gasolinoducto o en camiones.

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El gas separado en la Unidad de Estabilización de Gasolina se recomprime e inyecta a la entrada de la Planta.

El calor requerido para las Unidades de Estabilización de Gasolina y de Endulzamiento y para la regeneración de MEG, es proporcionado por el Sistema de Aceite Térmico (Hot Oil). Hay un sistema de aceite térmico para cada tren.

El enfriamiento del gas se realiza mediante refrigeración mecánica con propano comercial. El sistema de propano es común a ambos trenes.

La planta cuenta también con un Sistema de Gas Combustible, un Sistema de Drenajes Cerrados, un Sistema de Drenajes Abiertos, un sistema de Drenajes de Agua Posiblemente Contaminada, un Sistema de Aire Comprimido, un Sistema de Tratamiento de Agua, un Sistema de Agua Potable, un Sistema de Incendio y Agua de Servicio y un Sistema de Generación Eléctrica, todos ellos comunes a los dos trenes. La planta se controla mediante un Sistema de Control Distribuido (DCS) que recibe las señales desde el campo, las procesa y las retorna al mismo accionando sobre las válvulas de control y de shutdown, permitiendo al operador realizar más eficientemente su labor. El control en el área de los pozos se realiza por medio de un controlador remoto del DCS de planta. En las estaciones de monitoreo de gas y gasolina la información es enviada al DCS vía una Unidad Remota de Trasmisión (RTU).

Los sistemas de paro están diseñados de manera que la planta llegue a una condición segura por sí misma, conforme con los diferentes tipos de shut-down descriptos más adelante.

La información detallada de los equipos de la planta, se incluye en los Data Books. Se deberá utilizar la última revisión de los planos durante la operación de la planta. Los planos que figuran en los apéndices, fueron utilizados para preparar este manual. Planos adicionales se incluyen en el archivo general de documentación de planta.

Notas, Precauciones, y/o Advertencias son algunas de las instrucciones incluidas en este manual. Una "nota" provee información adicional. Una "precaución" identifica condiciones que pueden causar daños a los equipos. Una "advertencia" o “atención” identifica posibles riesgos de seguridad.

Se han realizado todos los esfuerzos para proveer en este manual información adecuada y exacta. Sin embargo, debido a las variables que inherentemente existen en las operaciones de proceso, no se pueden prever todas las situaciones con las que el operador puede encontrarse. Por lo tanto, es responsabilidad de cada operador familiarizarse con la operación de la planta y obtener asistencia competente toda vez que lo considere necesario. Los procedimientos que figuran en este manual no relevan de la responsabilidad a los operadores en el cumplimiento de éstos u otros procedimientos que se requieran, especialmente en el área de seguridad.

II. U

NIDADES DE

P

ROCESOS

1. BASESDE DISEÑO

1.1. CAPACIDADDELA PLANTA

Cada uno de los trenes tiene una capacidad de producción de 6.7 MMSCMD de gas en especificación, gas de venta, y debe poder operar adecuadamente con un turndown de 6.7 MMSCMD a 2 MMSCMD.

1.2. COMPOSICIÓNY CONDICIONESDE POZOS

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Corriente 1 Corriente 2 _{Corriente 3}

Huamampampa +

ICLA Santa Rosa Margarita

% mol % mol % mol

N2 0.43 0.53 0.57 CO2 2.49 4.64 3.01 C1 83.75 87.70 77.03 C2 6.44 3.90 9.05 C3 2.34 1.25 3.01 iC4 0.47 0.26 0.66 NC4 0.79 0.39 1.00 iC5 0.41 0.21 0.58 NC5 0.31 0.15 0.45 C6 0.48 0.22 0.75 C7 0.48 0.21 0.83 C8 0.50 0.18 0.91 C9 0.32 0.10 0.60 C10 0.26 0.07 0.44 C11 0.18 0.05 0.28 C12 0.10 0.04 0.18 C13 0.07 0.03 0.15 C14 0.06 0.02 0.12 C15 0.04 0.02 0.09 C16 0.03 0.01 0.08 C17 0.02 0.01 0.05 C18 0.01 0.01 0.04 C19 0.01 0.00 0.13 C20+ 0.02 0.01 0.01 MW C20+ 308.97 303.54 203 SG C20+ 0.879 0.877 0.834 B) Condiciones de Pozos

Las condiciones de operación previstas para los pozos son las siguientes:

Condiciones de Operación durante el verano con temperatura ambiente de 122°F:

Caudal 4 MMSCMD 3 MMSCMD 2 MMSCMD 1 MMSCMD

Aguas arriba de la choke

Temperatura, °F 208.4 204.8 199.4 183.2

Presión, psig 4368 4861 5262 5492

Aguas abajo de la choke Temperatura, °F 172.4 a

152.6 158 a 143.6 145.4 a 131 127.4 a 113

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1351 1294 1256 1226 Entrada a Planta Temperatura, °F 154.4 a 136.4 149 a 129.2 140 a 125.6 123.8 a 118.4 Presión, psig 1251 1251 1251 1251

Condiciones de Operación durante el invierno con temperatura ambiente de 41°F:

Caudal 4 MMSCMD 3 MMSCMD 2 MMSCMD 1 MMSCMD

Aguas arriba de la choke

Temperatura, °F 208.4 204.8 199.4 183.2

Presión, psig 4368 4861 5262 5492

Aguas abajo de la choke Temperatura, °F 172.4 a 152.6 158 a 143.6 147.2 a 132.8 127.4 a 113 Presión, psig 1841 a 1351 1580 a 1287 1434 a 1246 1362 a 1226 Entrada a Planta Temperatura, °F 147.2 a 102.2 140 a 87.8 127.4 a 69.8 102.2 a 48.2 Presión, psig 1251 1251 1251 1251

1.3. COMPOSICIÓNY CONDICIONESDEL GASDE ENTRADAA PLANTA A) Composición del gas en la entrada a planta:

La planta se diseñó a fin de garantizar la performance de cada uno de los trenes para los siguientes casos:

Caso A: 100% (vol) de la corriente 1

Caso B: 75% (vol) de la corriente 1 y 25% (vol) de la corriente 2 Caso C1: 50% (vol) de la corriente 1 y 50% (vol) de la corriente 2

Caso C2: 37.5% (vol) de la corriente 1, 37.5% (vol) de la corriente 2 y 25% (vol) de la corriente 3

Caso E1: 53.6% (vol) de la corriente 1, 21.4% (vol) de la corriente 2 y 25% (vol) de la corriente 3

Caso E2: 71.4% (vol) de la corriente 1 y 28.6% (vol) de la corriente 2 B) Condiciones del gas de entrada a planta:

Temperatura, °F 48-158

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S, As, metales, COS, Hg, BTEX, H2S,

mercaptanos No están presentes.

Contenido de agua Gas saturado a las condiciones de entrada. Contenido de Agua Libre, hasta el 2005 Condensación de agua a las condiciones de

entrada de un gas saturado a 7286 psig & 270°F (condiciones del reservorio), más 40 m3_/d.

Contenido de Agua Libre, después del

2005 Condensación de agua a las condiciones de entrada de un gas saturado a 7286 psig & 270°F (condiciones del reservorio), más 1,515 Bbl/d cada MMSCMD de agua libre producida por tren.

Hidrocarburos Líquidos De acuerdo a la composición en las condiciones de entrada.

Salinidad de Agua de Producción 34000 mg/l (NaCl)

Nota: la condición “Contenido de agua libre después del 2005” se utilizará para

el diseño de los separadores de entrada V-1, el separador de test V-4 y para las líneas de líquido que van desde los slug catchers V-5 a los separadores de gas de entrada V-1 y el separador de test V-4 y las líneas de líquido que van desde los separadores de gas de entrada V-1 y el separador de test V-4 al separador de agua oleosa V-22. No se utilizará esta condición para el diseño de los aeroenfriadores del gas de entrada A-1, los instrumentos de medición de caudal de las líneas líquidas de los separadores de gas de entrada V-1 y del separador de test V-4, el tanque slop TK-7, el knock out drum de antorcha V-18, que es también el recipiente en el que se colectan los drenajes presurizados, la unidad de flotación M-900 ni la cámara de dilución M-902.

1.4. CONDICIONESDE DISEÑODELA UNIDADDE ENDULZAMIENTO

En cada uno de los trenes la Unidad de Endulzamiento está diseñada para reducir el contenido de CO2 de:

 2.8 MMSCMD de un gas con la composición del Caso E2, desde 3.18% mol (base seca) hasta 0%, y temperatura y presión de entrada a la unidad 51°F y 1236 psig.

El proceso que se seleccionó para lograr esta reducción en el contenido de CO2

es una planta de tratamiento con aminas.

Tipo de amina MDEA formulada, 98% en peso

Concentración de amina en el proceso 50 % en peso (en agua tratada)

Caudal de circulación 465 gpm

Carga de amina pobre 0.015 moles de CO2 por mol de amina

0 moles H2S por mol de amina

Carga de amina rica 0.317 moles de CO2 por mol de amina

0 moles H2S por mol de amina

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Total de sólidos disueltos < 100 ppm Total de dureza < 50 ppm Cloruros (Cl) 0 ppm Sodio (Na) < 3 ppm Potasio (K) < 3 ppm Hierro (Fe) < 10 ppm 1.5. PRODUCCIÓNDE GAS SECO Caudal 13.4 MMSMCD

Presión salida, psig 1100

Temperatura de salida, °F 40 a 120

Punto de rocío medido a 640 psia 32°F (máx) Cantidad máxima de agua, lb/MMSCF 5.9 (máx)

Poder Calorífico Superior, Kcal/sm3 9200 (mín) a 60°F y 14.696 psia,

Máxima cantidad de CO2, %mol 2 (máx)

Máxima cantidad de inertes, %mol 3.5 (máx)

Máxima cantidad de N2, %mol 2 (máx)

Densidad 0.59 – 0.69

Líquidos Libre de líquidos a las

condiciones de salida

Sólidos Libre de partículas mayores

que 3 µ m 1.6. GASOLINA ESTABILIZADA

Temperatura de salida, °F 120

Presión de salida, psig 1066

Reid Vapour Pressure (RVP), psia 12

1.7. ESPECIFICACIÓNDE AGUA EFLUENTE

Contenido de aceite e hidrocarburos, ppm 10 (máx)

Cloro, mg/l 2500

1.8. BALANCES DE MASAY ENERGÍA

Ver documentos: MC-100; MC-101; MC-102; 3120-F-MC-103; 3120-F-MC-104; 3120-F-MC-105; 3120-F-MC-106.

1.9. CARGAS BÁSICASDE DISEÑO Ver documento: 3120-C-ET-003 1.10. CONDICIONES AMBIENTALES

Temperatura de diseño para motores a gas y aeroenfriadores, °F 113

Temperatura extrema máxima, °F 119

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Temperatura media, °F 73

Temperatura media mínima, °F 61

Temperatura extrema mínima, °F 15

Lluvias máximas asumidas, in/h 2

Humedad relativa media máxima 92%

Humedad relativa media 73%

Humedad relativa media mínima 64%

Altura sobre el nivel del mar, ft 2100

Velocidad básica del viento, m/s 25

Sismo: aceleración horizontal del terreno, g 0.13

2. DESCRIPCIÓNDEL PROCESO

Esta descripción se complementa con los diagramas de instrumentos y cañerías, P&IDs, y los diagramas de procesos, PFD.

La descripción del proceso se realiza de manera genérica para cualquiera de los trenes, siendo igualmente válida para ambos.

Para identificar un tren en particular se utilizan los prefijos 1- y 2- que se anteponen a los tags de los equipos, a los nombres de líneas y a los números de los tags de las válvulas manuales e instrumentos.

En el caso de equipos comunes a ambos trenes, no se utiliza ningún prefijo. 2.1. INSTALACIONES DE POZO

A la planta puede ingresar gas crudo de 4 pozos: SBL X-1 ubicado aproximadamente a 2.5 km al oeste de la planta, SBL X-2 ubicado aproximadamente a 12 km al suroeste de la planta, SBL X-3 ubicado aproximadamente a 5.6 km al suroeste de la planta y SBL X-4 ubicado aproximadamente a 6.6 km al oeste de la planta. Las instalaciones de pozo están diseñadas para una producción máxima de 4 MMSCMD de gas y una presión de diseño de 10000 psig aguas arriba del árbol de Navidad y 2025 psig aguas abajo del mismo.

Para identificar un pozo en particular se utilizan los prefijos 1-, 2-, 3- y 4- que se anteponen a los tags de los equipos y a los nombres de líneas; y los prefijos 10-, 20-, 30- y 40- que se anteponen a los tags de los instrumentos, partes especiales y válvulas manuales.

La descripción de las instalaciones de pozo se realiza en forma genérica para cualquiera de ellos.

Equipos principales de las instalaciones de pozo:

 H-1001, Calentador de Gas de Instrumentos: es un calentador de tipo

indirecto formado por un tubo de fuego y un tubo por el que circula el gas que desea calentarse, ambos tubos totalmente sumergidos en un baño de agua que opera a presión atmosférica. En la parte superior de la carcasa tiene un tanque expansor con un visor de nivel para controlar el nivel de agua en el mismo. El calor intercambiado es del orden de los 52000 Btu/h. Como dispositivos de seguridad, el calentador posee un lazo en el que se encuentran en serie un switch de alta temperatura en la carcasa, un switch por bajo nivel en el tanque expansor y un indicador de

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llama en el tubo de fuego. El accionamiento de cualquiera de estos switches corta el suministro de gas al quemador del tubo de fuego. También tiene un cuello de cisne y una tapa de seguridad. La presión de diseño de la carcasa es 2.7 psig y la presión de diseño de los tubos es 2025 psig.

En todo momento el operador debe asegurarse que el nivel de agua en el tanque expansor esté por encima del nivel bajo.

 L-1001, Antorcha de Pozo: tiene 8” de diámetro y 15m de altura. Tiene

solamente un quemador.

 P-1001 A/B, Bombas de Inyección de Inhibidor de Hidratos: son bombas

neumáticas a pistón modelo 2/LU 3.8 DC 1000 AP de Mirbla. Están diseñadas para inyectar un caudal de 102 gph. La presión de diseño del sistema de inyección es 10000 psig. Estas bombas están preparadas para inyectar etanol aguas arriba o aguas debajo de la válvula choke.

 P-1002 A/B, Bombas de Inyección de Inhibidor de Corrosión en Pozos: son

bombas neumáticas a pistón modelo LU 1.2 DC 400 AP de Mirbla. Están diseñadas para inyectar un caudal de 1.6 gph. La presión de diseño del sistema de inyección es 10000 psig. Estas bombas están preparadas para inyectar inhibidor de corrosión aguas arriba o aguas debajo de la válvula choke.

 P-1005, Bomba del Knock Out Drum de Antorcha en Pozo: es una bomba

neumática de pistón modelo LU 3.1 DC 800-2.5 P de Mirbla. Se diseñó para reinyectar 30 gph a 1886 psig.

 SP-1001, Trampa Lanzadora en Pozo: las trampas de los pozos SBL X-1, SBL

X-2 y SBL X-3 tienen 364mm de diámetro y 4.1m de largo. La trampa del pozo SBL X-4 es de 410mm de diámetro y 3.7m de largo y su tag es SP-4001. Todas las trampas tienen una presión de diseño de 2025 psig.

 TK-1001, Tanque de Almacenaje de Inhibidor de Hidratos: es un tanque API

de 3.5m de diámetro y 2.5m de altura, diseñado para contener 20m3_{de etanol.}

Tiene un blanketing de 50 mmca, venteo setado a 75 mmca y una válvula de presión y vacío seteada a 85/-22 mmca.

 V-1001, Pulmón de Gas de Instrumentos: es un recipiente vertical de 12” de

diámetro y 1.2m de alto. Cuenta con un demister horizontal en la parte superior para favorecer la coalescencia de gotas y obtener un gas más seco. Opera a 250 psig y tiene una presión de diseño de 265 psig.

 V-1002, Knock Out Drum de Antorcha en Pozo: es un recipiente horizontal de

48” de diámetro y 2.4m de longitud, cuya presión de diseño es 71 psig. Como está expresado en la Introducción, el control de las instalaciones de pozo se realiza por medio de un controlador remoto del DCS de la planta.

El Árbol de Navidad en cada pozo está formado por seis válvulas: una válvula hidráulica “downhole”, 91001, una válvula hidráulica maestra, SDV-91002, dos válvulas neumáticas laterales, SDV-91003 y SDV-91004, y dos válvulas “choke”, una actuada en forma neumática, HCV-91005, y otra manual. Todas ellas, a excepción de la manual, pueden ser operadas tanto desde el panel de control del pozo como desde el DCS en la planta.

Aguas arriba de la válvula choke, se inyecta etanol para inhibir la formación de hidratos e inhibidor de corrosión. El inhibidor de hidratos, etanol, se requiere

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solamente durante las condiciones de operación más desfavorables: en invierno y cuando se está procesando bajo caudal. La sustancia que se utiliza como inhibidor de corrosión es COASTAL 1036 C.

Para la inyección de etanol se dispone de las bombas de reposición de inhibidor de hidratos P-1001 A/B que toman etanol del tanque de almacenaje de inhibidor de hidratos TK-1001. La reposición de etanol al tanque se puede realizar por bombeo desde tambores, con la bomba de reposición de inhibidor de hidratos P-1003, o bien desde camiones. Considerando un consumo de 20m3_{/mes de etanol,}

la reposición de etanol al tanque deberá realizarse una vez por mes.

Para la inyección de inhibidor de corrosión se dispone de las bombas de inyección de inhibidor de corrosión en pozos P-1002 A/B que toman el inhibidor de corrosión de isocontendores. La reposición del mismo se realiza simplemente trasvasando de un isocontenedor a otro. El isocontenedor que está ubicado debajo es fijo, el que está ubicado en la parte superior es del cual se debe trasvasar el fluido. El consumo se estimó en un isocontenedor por semana, por lo que la reposición será semanal. La capacidad de un isocontenedor es de 1m3_.

Una pequeña porción del gas de producción se deriva de la línea principal para ser utilizado como gas de instrumentos. Este gas se calienta en el calentador de gas de instrumentos H-1001 hasta 149 °F para evitar que cuando se reduzca la presión se formen hidratos o haya condensación de hidrocarburos. Una vez reducida la presión a 250 psig el gas pasa a través del pulmón de gas de instrumentos V-1001 para luego ser distribuido a los consumos. Esta distribución se realiza a dos presiones distintas: 250 psig para los motores de las bombas de inyección de inhibidor de hidratos P-1001, de las bombas de inyección de inhibidor de corrosión en pozos P-1002 y de la bomba del knock out drum de antorcha en pozo P-1005 y para el panel de control; y 100 psig para los actuadores de válvulas, gas de barrido y quemadores de la antorcha de pozo L-1001 y el calentador de gas de instrumentos H-1001.

Aguas arriba del pulmón de gas de instrumentos V-1001, y aguas abajo de la regulación de presión, están instaladas dos válvulas de seguridad. Cada una de estas válvulas fue diseñada para evacuar el 100% del caudal de alivio, determinado por la contingencia de traba abierta de una válvula de regulación de presión. El set de las válvulas de seguridad es 265 psig.

El pulmón de gas de instrumentos V-1001 cuenta con un controlador de nivel que envía los líquidos al knock out drum de antorcha en pozo V-1002.

Los drenajes y venteos de las instalaciones de pozos se envían al knock out drum de antorcha en pozo V-1002 donde se separan los hidrocarburos líquidos. En la antorcha de pozo L-1001 se queman los hidrocarburos gaseosos y los hidrocarburos líquidos se reinyectan a la línea de producción con la bomba del knock out drum de antorcha en pozo P-1005 o bien se los envía a tratamiento por medio de camiones.

La bomba del knock out drum de antorcha en pozo P-1005 tiene una capacidad de 30 gpm que permiten vaciar el knock out drum de antorcha en pozo V-1002 entre los niveles máximos y mínimos en 10 horas. Esta bomba arranca y para por muy alto y muy bajo nivel en el knock out drum de antorcha en pozo V-1002.

A la salida de cada pozo está instalada una trampa lanzadora en pozo SP-1001 que permite el piggeo del flowline. Los flowlines de los pozos SBL X-1, SBL X-2 y SBL X-3 son de 10” y el flowline del pozo SBL X-4 es de 12”. Cada una

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de estas trampas tiene una válvula de seguridad diseñada por incendio seteada a 2025 psig, conexiones para drenaje y conexiones para venteo.

2.2. ENTRADADE PLANTA

Equipos principales:

 SP-1, SP-2, SP-3, SP-4, Trampas Receptoras: las trampas receptoras de los

flowlines de los pozos SBL X-1, SBL X-2 y SBL X-3 tienen 345 mm de diámetro y 4.9 m de largo. La trampa del pozo SBL X-4 es de 432 mm de diámetro y 4.6 m de largo y su tag es SP-4001. Todas las trampas tienen una presión de diseño de 2025.

 P-11 A/B/C, Bombas de Inyección de Inhibidor de Corrosión en los Manifolds de Entrada: son bombas neumáticas a pistón modelo LU 2.5 DC 400 P de

Mirbla. Tienen una capacidad de 2.8 gph y están diseñadas a 2100 psig.

 A-1 A/B/C, Aeroenfriador del Gas de Entrada: este aeroenfriador es 12.2 m de

largo por 3.5m de ancho. Tiene tres bahías con un mazo de tubos cada una. Los tubos son de 1” BWG 16 y 12.2 m de largo, y tienen una presión de diseño de 1395 psig. El calor intercambiado en es del orden de los 15 MMBtu/hr. Cada bahía tiene dos ventiladores con motores de 40 HP.

 A-4 A/B, Aeroenfriador del Separador de Test: este aeroenfriador es 12.2

m de largo por 3.5 m de ancho. Tiene dos bahías con un mazo de tubos cada una. Los tubos son de 1” BWG 16 y 12.2 m de largo, y tienen una presión de diseño de 1395 psig. El calor intercambiado en es del orden de los 8 MMBtu/hr. Cada bahía tiene dos ventiladores con motores de 40 HP.

 F-1, Filtro Separador de Gas de Entrada: este filtro está formado por dos

recipientes, uno superior y otro inferior. El recipiente superior es de 0.9 m de diámetro y posee una serie de cartuchos filtrantes/coalescentes y una caja de chicanas. El recipiente inferior es de 0.3 m de diámetro y está dividido en dos cámaras idénticas que están comunicadas de manera independiente a la parte superior del equipo. Ambos recipientes son 2.6m de largo. La presión de diseño del equipo es 1395 psig.

 V-1, Separador de Gas de Entrada: es un recipiente horizontal de 2 m de

diámetro y 11 m de largo. La presión de diseño de este recipiente es de 1395 psig. En el interior del recipiente se encuentran un coalescedor de placas paralelas y bafles, para favorecer la separación de las fases, y una caja de chicanas provista con un distribuidor de flujo a través de la cual sale el gas.  V-4, Separador de Test: es un recipiente horizontal de 2 m de diámetro y 11 m

de largo. La presión de diseño de este recipiente es de 1395 psig. En el interior del recipiente se encuentran un coalescedor de placas paralelas y bafles, para favorecer la separación de las fases, y una caja de chicanas provista con un distribuidor de flujo a través de la cual sale el gas.

 V-5, Slug Catcher: es un recipiente horizontal con una inclinación del 6.25%.

Tiene dos dedos de 1 m de diámetro y 48 m de largo. La presión de diseño es de 2025 psig.

En la entrada de planta están instaladas las trampas receptoras SP-1, SP-2, SP-3 y SP-4. Cada trampa está dotada de una válvula de seguridad por incendio, seteada a 2025 psig, y facilidades para drenaje y venteo. Aguas abajo de las trampas están instaladas en cada flowline tres válvulas de seguridad para proteger las instalaciones aguas arriba de un posible bloqueo aguas abajo. Estas

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válvulas fueron diseñadas para 4 MMSCMD y seteadas escalonadamente en 2025 psig y 2100 psig.

La entrada del gas a la planta se realiza a través de los manifolds de producción, uno por tren, o a través del manifold de prueba o test, que se utiliza tanto para testeo de pozos como para la operación de pigging de los flowlines.

Cada manifold puede recibir el gas crudo de cualquiera de los flowlines, pero un flowline no puede estar conectado simultáneamente a dos de los manifolds. La selección entre cuáles pozos se enviarán a cada manifold se realiza con las válvulas esféricas de 10” que conectan los flowlines con los manifolds. Éstas válvulas cuentan con indicadores de posición abierta-cerrada.

Las bombas de inyección de inhibidor de corrosión de los manifolds de entrada P-11 A/B/C inyectan inhibidor de corrosión en todos los manifolds. Cada una de ellas está dedicada a un manifold: la P-11 A inyecta inhibidor de corrosión al manifold de producción del tren #1, la P-11 B al manifold de producción del tren #2 y la P-11 C al manifold de test.

Este sistema de entrada puede operar de cuatro maneras distintas: • Operación normal;

• Operación durante el pigging de uno de los flowlines; • Operación durante un testeo;

• Operación en la que el separador de test V-4 se utiliza como spare de un separador de gas de entrada V-1.

Operación normal: el gas crudo que llega a los manifolds de producción correspondientes al tren #1 y tren #2 se envía a los slug catchers 1-V-5 y 2-V-5 respectivamente. Durante esta operación las válvulas SDV-35038 y SDV-34037 deben permanecer cerradas.

La válvula SDV-35027 solamente opera como by pass del slug catcher V-5, por lo que deberá estar cerrada o no de acuerdo a si se está bypasseando o no dicho equipo. Si se está bypasseando, entonces las SDV-35028 y SDV-35008 deberán estar cerradas y la SDV-38027 abierta.

El tren de proceso del gas durante esta operación se puede observar en la Fig. I. Operación durante el pigging de uno de los flowlines: durante esta operación los slug catchers V-5 de ambos trenes deberán bypassearse, para lo cual las válvulas SDV-35027 deberán estar abiertas y las válvulas SDV-35028 y SDV-35008 cerradas. La producción de los flowlines a los que no se les esté realizando un pigging continuará entonces por cada tren normalmente.

El flowline al que se desee realizar el pigging deberá conectarse al manifold de test. Esta operación se realiza cerrando todas las válvulas esféricas de 10” que conectan el flowline con los manifolds de producción y abriendo aquella que lo conecta al manifold de test.

El gas crudo de este flowline se envía a los dos slug catchers abriendo las válvulas 35038. Del mismo modo deben estar abiertas las válvulas SDV-35037 para enviar luego el gas al aeroenfriador del separador de test A-4 y el separador de test V-4.

Durante esta operación se deben conectar los dos slug catchers V-5 en paralelo porque se requiere manejar 100 m3_{de líquidos, y cada uno de ellos fue diseñado}

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El gas, los hidrocarburos líquidos y el agua que salen del V-4 se continúan procesando conectándolos aguas abajo de los separadores de entrada V-1. Tener en cuenta que de los cuatro flowlines habrá dos que se estén procesando en un tren, uno que se estará procesando en el otro tren y el cuarto que es al que se le estará realizando el pigging, por lo tanto, este último deberá enviarse al tren que esté operando con un solo flowline.

Tener en cuenta que durante una operación de pigging la válvula de control de nivel del slug catcher V-5, LV-35006, deberá pasarse a operación manual y se deberá fijar su apertura de manera tal que el flujo a través de ella sea

alrededor de 2.1 m3_{/h. (los 50 m}3_{del slug se deben procesar en no más de 24}

hs.)

El tren de proceso del gas durante esta operación se puede observar en la Fig. II. Operación durante un testeo: el flowline del pozo que se desee testear deberá estar conectado al manifold de test. El resto de los flowlines continuarán con su operación normalmente conectados a uno y otro tren.

En este caso las válvulas SDV-35038 y SDV-35037 deberán estar cerradas, y la válvula SDV-34062, abierta. De este modo el gas proveniente del pozo a testear se envía al aero del separador de test, A-4 y luego al separador de test V-4.

Las salidas del V-4 se conectan nuevamente a los trenes de producción aguas abajo de los separadores de entrada V-1, teniendo en cuenta la cantidad de pozos que se estén procesando en cada tren.

El tren de proceso del gas durante esta operación se puede observar en la Fig. III.

Operación en la que el separador de test V-4 se utiliza como spare de un separador de gas de entrada V-1: para ser utilizado de esta forma, el separador de test V-4 fue diseñado para la misma capacidad que los separadores de gas de entrada V-1. Esta capacidad es de 6.7 MMSCMD.

No ocurre lo mismo con el aeroenfriador del separador de test A-4 que fue diseñado para 4 MMSCMD. Para que el separador de test V-4 pueda operar como spare de un separador de gas de entrada V-1, se debe utilizar el aeroenfriador del gas de entrada del tren cuyo separador de gas de entrada V-1 se está bypasseando.

Durante esta operación las válvulas SDV-35038, SDV-35037 y SDV-34062 deben estar cerradas. Las válvulas SDV-35028 y SDV-35008 deben estar abiertas, y deben estar abiertas también las válvulas manuales que conectan al separador de test V-4 con el tren0 cuyo separador de gas de entrada V-1 esté fuera de servicio. Los bloqueos del separador de gas de entrada V-1 que esté fuera de servicio deben estar cerrados. De este modo, el gas de los flowlines llega al slug catcher V-5, pasa por el aeroenfriador del gas de entrada A-1 y luego se lo deriva al separador de test V-4 que estará conectado al tren de operación que corresponda según el separador de gas de entrada V-1 que se está bypasseando.

El tren de proceso del gas durante esta operación se puede observar en la Fig. IV.

Para el diseño del separador de test V-4 se tuvieron en cuenta las diferentes maneras de operación de la unidad de entrada de planta. Para la operación durante un testeo el turndown requerido en el separador de test V-4 es de 0.5 a 4

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MMSCMD de gas en especificación y para la operación en la que el separador de test V-4 opera como spare de un separador de gas de entrada V-1 se requiere que tenga una capacidad de procesamiento de gas de 6.7 MMSCMD. Por lo tanto, el turndown del separador de test V-4 es de 0.5 a 6.7 MMSCMD. De la misma manera, las válvulas y los instrumentos de medición de caudal de las líneas de salida de este equipo, se diseñaron para poder manejar esas diferencias de caudales.

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V-4 1-V-5 1-V-1 2-V-5 2-V-1 2-A-1 1-A-1 A-4 M an ifo ld tr en # 1 M an ifo ld tr en # 2 M an ifo ld de t es t 10 ” 10 ” 10 ” 10 ” S D V -3 50 38 S D V -3 50 38 S D V -3 50 37 S D V -3 50 3 7 SDV-35027 SDV-35027 SDV-34062 SDV-35028 SDV-35028 SDV-35008 SDV-35008 Tren #1 Tren #2 V-4 1-V-5 1-V-1 2-V-5 2-V-1 2-A-1 1-A-1 A-4 M an ifo ld tr en # 1 M an ifo ld tr en # 2 M an ifo ld de t es t 10 ” 10 ” 10 ” 10 ” S D V -3 50 38 S D V -3 50 38 S D V -3 50 37 S D V -3 50 3 7 SDV-35027 SDV-35027 SDV-34062 SDV-35028 SDV-35028 SDV-35008 SDV-35008 Tren #1 Tren #2 Fig. I V-4 1-V-5 1-V-1 2-V-5 2-V-1 2-A-1 1-A-1 A-4 M an ifo ld tr en # 1 M an ifo ld tr en # 2 M an ifo ld de t es t 10 ” 10 ” 10 ” 10 ” S D V -3 50 38 S D V -3 50 38 S D V -3 50 37 S D V -3 50 3 7 SDV-35027 SDV-35027 SDV-34062 SDV-35028 SDV-35028 SDV-35008 SDV-35008 Tren #1 Tren #2 Pigging V-4 1-V-5 1-V-1 2-V-5 2-V-1 2-A-1 1-A-1 A-4 M an ifo ld tr en # 1 M an ifo ld tr en # 2 M an ifo ld de t es t 10 ” 10 ” 10 ” 10 ” S D V -3 50 38 S D V -3 50 38 S D V -3 50 37 S D V -3 50 3 7 SDV-35027 SDV-35027 SDV-34062 SDV-35028 SDV-35028 SDV-35008 SDV-35008 Tren #1 Tren #2 Pigging Fig. II

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V-4 1-V-5 1-V-1 2-V-5 2-V-1 2-A-1 1-A-1 A-4 M an ifo ld tr en # 1 M an ifo ld tr en # 2 M an ifo ld de t es t 10 ” 10 ” 10 ” 10 ” S D V -3 50 38 S D V -3 50 38 S D V -3 50 37 S D V -3 50 3 7 SDV-35027 SDV-35027 SDV-34062 SDV-35028 SDV-35028 SDV-35008 SDV-35008 Tren #1 Tren #2 Test V-4 1-V-5 1-V-1 2-V-5 2-V-1 2-A-1 1-A-1 A-4 M an ifo ld tr en # 1 M an ifo ld tr en # 2 M an ifo ld de t es t 10 ” 10 ” 10 ” 10 ” S D V -3 50 38 S D V -3 50 38 S D V -3 50 37 S D V -3 50 3 7 SDV-35027 SDV-35027 SDV-34062 SDV-35028 SDV-35028 SDV-35008 SDV-35008 Tren #1 Tren #2 Test Fig. III V-4 1-V-5 1-V-1 2-V-5 2-V-1 2-A-1 1-A-1 A-4 M an ifo ld tr en # 1 M an ifo ld tr en # 2 M an ifo ld de t es t 10 ” 10 ” 10 ” 10 ” S D V -3 50 38 S D V -3 50 38 S D V -3 50 37 S D V -3 50 3 7 SDV-35027 SDV-35027 SDV-34062 SDV-35028 SDV-35028 SDV-35008 SDV-35008 Tren #1 Tren #2 V-4 1-V-5 1-V-1 2-V-5 2-V-1 2-A-1 1-A-1 A-4 M an ifo ld tr en # 1 M an ifo ld tr en # 2 M an ifo ld de t es t 10 ” 10 ” 10 ” 10 ” S D V -3 50 38 S D V -3 50 38 S D V -3 50 37 S D V -3 50 3 7 SDV-35027 SDV-35027 SDV-34062 SDV-35028 SDV-35028 SDV-35008 SDV-35008 Tren #1 Tren #2 Fig. IV

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Los slug catchers V-5 fueron diseñados, como se explicó anteriormente, para una capacidad de 50m3_{de líquido. El sistema aguas abajo de los slug catchers}

V-5: los aeroenfriadores del gas de entrada A-1 A/B/C, los separadores de gas de entrada V-1 y la válvula LV-35006, fue sobrediseñado de modo tal que esos 50m3_{de líquido se procesaran en un tiempo máximo de 24 hs.}

Los slug catchers V-5 están dotados de válvulas de seguridad diseñadas por incendio y seteadas a 2025 psig. Estas válvulas protegen los equipos y cañerías entre los manifolds de entrada y los aeroenfriadores del gas de entrada A-1 y el aeroenfriador del separador de test A-4. Aguas arriba de la salida de los slug catchers V-5 se utilizaron para el diseño accesorios de serie 900#, y aguas abajo de la salida de los slug catchers V-5 se utilizó serie 600#. Es en este punto donde se produce la primer reducción importante de presión.

Los aeroenfriadores del gas de entrada A-1 y el aeroenfriador del separador de test A-4 están protegidos cada uno por válvulas de seguridad seteadas a 1395 psig. Estas válvulas se diseñaron considerando la posibilidad de que alguna válvula aguas arriba pudiera trabarse abierta.

Tanto en los aeroenfriadores del gas de entrada A-1 como en el aeroenfriador del separador de test A-4, la temperatura de salida del gas es de 125 °F y se controla con variadores de velocidad en los motores de los aeroenfriadores.

En los separadores de gas de entrada V-1 y en el separador de test V-4 se separan las tres fases: el gas, los hidrocarburos líquidos y el agua. Para favorecer la separación entre los hidrocarburos líquidos y el agua, estos recipientes tienen un bafle que permite pasar al otro lado del mismo la fase más liviana, es decir los hidrocarburos. El agua queda retenida en la parte anterior a dicho bafle. A cada lado del bafle, estos separadores tienen controladores de nivel que actúan las válvulas a través de las cuales se envía cada fase a la siguiente etapa del proceso. Estos separadores poseen además válvulas de seguridad diseñadas por incendio, seteadas a 1395 psig.

La presión de operación de estos separadores es de 1240 psig y está controlada por PIC-45009 que actúa sobre la PV-45009 solamente si detecta una sobrepresión. Esta válvula está instalada sobre una línea que se conecta directamente con el sistema de venteo.

El gas que sale del separador de gas de entrada V-1 se envía al filtro separador de gas de entrada F-1. Cada tren cuenta con un filtro separador de gas de entrada F-1 de spare. El caudal de gas que ingresa al filtro separador de gas de entrada F-1 se monitorea con el transmisor multivariable MVT-45009. La señal de presión del transmisor actúa sobre la válvula de control de presión PV-45009 que atraviesa el gas al salir y por medio de la cual se regula la presión de operación del separador de gas de entrada V-1 en 1255 psig.

En el filtro separador de gas de entrada el gas atraviesa en primera instancia una serie de cartuchos filtrantes/coalescentes y en segunda etapa una caja de chicanas. Este filtro posee indicador de presión diferencial, PDT-02003, con alarma por alta presión diferencial que señala la colmatación de los elementos filtrantes/coalescentes. El líquido separado en estos filtros se recoge en dos cámaras ubicadas en el recipiente inferior y es enviado, a través de válvulas de control de nivel LV-02004 y LV-02005 ubicadas en cada una de las cámaras, al separador flash de condensados V-8, del sistema de estabilización de gasolina. Aguas abajo de esta salida de líquidos condensados se encuentra un cambio de serie de 600# a 300#.

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Los filtros separadores de gas de entrada F-1 A/B poseen además válvulas de seguridad por fuego seteadas a 1395 psig.

Los hidrocarburos líquidos libres de agua que se separan en el separador de gas de entrada V-1 se envían al separador flash de condensado V-8. El caudal de esta corriente se mide con el FE-01014 y se transmite con el transmisor de caudal FT-01014. Este caudal está regulado por el lazo de control entre el nivel de líquido, a través del trasmisor de nivel LT-01015, y la válvula de salida de hidrocarburos líquidos, LV-01015. Aguas abajo de la salida de estos hidrocarburos, en la SDV-01018, se encuentra un cambio de serie de serie 600# a 300#. En caso de detectar un problema en la unidad de estabilización y que se desee interrumpir la alimentación de condensado a la misma, existe la posibilidad de enviar el condensado al knock out drum de antorcha V-18 cerrando la SDV-01018 y abriendo la SDV-01023. Las líneas en las que están instaladas estas SDVs están diseñadas para manejar el mismo caudal.

Por último, el agua que se separa en el separador de gas de entrada V-1 se envía al separador de aguas oleosas V-22, que es común a ambos trenes. El caudal de esta corriente se mide con el FE-01013 y se transmite con el transmisor de caudal FT-01013. Este caudal está regulado por el lazo de control entre el nivel de interfase de hidrocarburo líquido y agua, a través del trasmisor de nivel LT-01009, y la válvula de salida de agua, LV-01009. Aguas abajo de la salida del agua, en la SDV-01019, se encuentra un cambio de serie de serie 600# a 150#. La SDV-01019 se cierra por muy bajo nivel de interfase hidrocarburo líquido-agua para evitar el pasaje de gas a través de la línea 01003.

El separador de test V-4, al estar preparado para operar como spare de los separadores de gas de entrada V-1, cuenta con las mismas protecciones y los mismos controles que los separadores de gas de entrada V-1. En particular, el separador de test V-4 cuenta además con una válvula de control de presión, la PV-45004A, para lograr distintas presiones de operación durante un testeo. Cuando el separador de test V-4 esté operando como spare de un separador de gas de entrada V-1, la presión de salida del gas del separador de test V-4 no debe regularse, de la misma manera que no se regula la presión de salida del gas de los separadores de gas de entrada V-1. En este caso, se utiliza para el flujo del gas de salida del separador de test V-4 la línea de 16” que bypassea la PV-45004A.

2.3. UNIDADDE AJUSTEDE PUNTODE ROCÍO

La unidad de ajuste de punto de rocío en cada tren está dividida en dos subtrenes, que se diseñaron para procesar el 50% de la producción de cada tren: 3.35 MMSCMD de gas en especificación, gas de venta. Cada uno de los subtrenes cuenta con un intercambiador gas E-1, un intercambiador gas-gasolina E-3, un chiller E-2, un separador frío V-2 y un filtro separador de gas de salida F-2, una válvula de shutdown de entrada al subtren, SDV-07001A y B y una válvula de shutdown de salida del subtren, SDV-07012A y B.

Del gas proveniente del filtro separador de gas de entrada F-1 se separa entre un 25% y un 45% del caudal y se lo envía a la unidad de endulzamiento. El resto del caudal se dirige directamente hacia la unidad de ajuste de punto de rocío, en donde se separa en los subtrenes A y B. El caudal de entrada a la unidad de endulzamiento se mide a la salida de la unidad y se controla a través del controlador de caudal FIC-16030 abriendo o cerrando el by-pass de la unidad de endulzamiento con la FV-16030.

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La descripción del proceso se realiza para uno de los subtrenes, el subtren A, siendo igualmente válida para el subtren B.

 E-1 A/B/C, Intercambiador Gas-Gas: es un intercambiador de casco y

tubo que tiene tres carcasas en serie. Cada carcasa es de 0.93 m de diámetro y 15.2 m de largo. Los tubos son de ¾” BWG 16. En los cabezales el intercambiador cuenta con boquillas de dispersión que se utilizan para inyectar MEG. El calor intercambiado es 22 MMBtu/h. La presión de diseño de los tubos y el casco es de 1395 psig.

 E-2, Chiller: es un intercambiador evaporador de propano. El gas circula

por un mazo de tubos sumergido en propano líquido. El evaporador tiene 1.45 m de diámetro y los tubos son tubos en U de ¾” BWG 14 de 6 m de largo. El cabezal de los tubos tiene una boquilla de dispersión para inyectar MEG. El evaporador tiene dos placas deflectoras con las que choca el propano vapor antes de abandonarlo y una serie de boquillas por las que se inyecta propano vapor directamente de la descarga del compresor. Este equipo cuenta también con una bota de 0.3 m de diámetro y 0.5 m de alto en la que se separa el aceite del compresor que pudiera haber arrastrado el propano. La bota cuenta además con un serpentín. El calor intercambiado es de 3.7 MMBtu/h y la presión de diseño es de 1395 psig en los tubos y 250 psig en el evaporador.

 E-3 A/B, Intercambiador Gas-Gasolina: es un intercambiador de casco y

tubo que tiene dos carcasas en serie. Cada carcasa es de 0.26 m de diámetro y 15.2 m de largo. Los tubos son de ¾” BWG 16. En los cabezales el intercambiador cuenta con boquillas de dispersión que se utilizan para inyectar MEG. El calor intercambiado es 2.4 MMBtu/h. La presión de diseño de los tubos y el casco es de 1395 psig.

 F-2, Filtro Separador de Gas de Salida: es un filtro vertical con dos

cámaras, una cámara inferior y otra superior. En la cámara superior se encuentran elementos ciclónicos fijos que no requieren recambio para separar partículas líquidas y sólidas. El recipiente es de 0.66 m de diámetro y 3.6 m de longitud entre tangentes. La presión de diseño de este equipo es de 1395 psig.

 V-2, Separador Frío: es un separador trifásico horizontal que tiene una

bota en la que se separa el MEG que fue inyectado previamente en el proceso. Tiene un demister en la salida del gas y un coalescedor que favorece la separación de fases en la entrada. El recipiente es de 1.5 m de diámetro y 9.2 m de largo. La bota, que cuenta con un serpentín, es de 0.9 m de diámetro y 1.15 m de alto. La presión de diseño del equipo es de 1395 psig.

El caudal de gas que entra a cada subtren de la unidad de ajuste de punto de rocío se monitorea con los MVT-07002 A/B de acuerdo al subtren. Este caudal se divide para ingresar a los intercambiadores gas-gas E-1 A/B/C e intercambiadores gas-gasolina E-3 A/B. La distribución del gas entre estos intercambiadores se realiza controlando la temperatura de entrada de gasolina al separador flash de gasolina V-3, a través de un lazo en cascada de temperatura-caudal. Los controladores involucrados en el lazo son el TIC-08021 y el FIC-07003. Con este control se logra el mejor aprovechamiento del frío de la gasolina.

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En el intercambiador gas-gas E-1 A/B/C el gas proveniente del filtro separador de gas de entrada F-1 entrega calor en contracorriente al gas en especificación que sale del separador frío V-2, y en el intercambiador gas-gasolina E-3 A/B se enfría aprovechando la baja temperatura de la gasolina que se obtiene en el mismo separador. En los cabezales de cada uno de estos intercambiadores se inyecta MEG a través de boquillas de dispersión para deshidratar al gas que se está enfriando. Tanto el intercambiador gas-gas E-1 A/B/C como el intercambiador gas-gasolina E-3 A/B cuentan con transmisores de presión diferencial en el lado tubos y en el lado carcasa con alarma por alta presión diferencia.

El gas frío que sale de los intercambiadores gas-gas E-1 A/B/C se une con el gas que sale de los intercambiadores gas-gasolina E-3 A/B e ingresa a los tubos del chiller E-2 A.

En el chiller E-2 A el gas continúa enfriándose hasta – 15 °C mediante la evaporación de propano. En el cabezal del mazo de tubos del chiller E-2 A se inyecta MEG al gas para deshidratarlo. El mazo de tubos cuenta con un trasmisor de presión diferencial con alarma por alta presión diferencial que indica el posible ensuciamiento o taponamiento de alguno de los tubos.

La presión del tren de enfriamiento se mantiene lo más alta posible con el controlador de presión PIC-03021 que actúa sobre la válvula Joule-Thomson PV-03021. La presión aguas abajo de esta válvula se deja fluctuar de acuerdo a la presión en que se esté operando el gasoducto, y aguas arriba de la misma se la trata de mantener lo más alta posible. De este modo se logra, en la válvula Joule-Thomson, el mayor aprovechamiento de la presión para continuar enfriando el gas por expansión. El salto de presión que se logra en la válvula Joule-Thomson durante la operación normal es de aproximadamente 76 psi con lo que se logra disminuir la temperatura del gas 2.5°C más. Como resultado final, se obtienen a la entrada del separador frío V-2 –17.5°C.

El propano vapor sale del chiller E-2 A chocando contra dos placas deflectoras para evitar arrastrar gotas de propano líquido. El nivel de propano se controla con el LT-03003 y la válvula LV-03003, que es la que regula la entrada de propano líquido al chiller E-2 A. Al atravesar esta válvula el propano se enfría hasta su punto de burbuja a la presión de operación del equipo, que es de 20 psig, e ingresa al chiller E-2 A. Una porción de la corriente de propano líquido bypassea la LV-03003 y permanece caliente para entregar su calor, a través del serpentín de la bota, al aceite del compresor separado en ella. Luego se une nuevamente con la corriente fría de propano para ingresar al chiller E-2 A.

El chiller E-2 A posee también una serie de boquillas por las que se inyecta propano vapor caliente directamente de la descarga del compresor. Esta inyección se utiliza únicamente cuando se está procesando un caudal bajo de gas, dado que la cantidad de propano que se evaporaría en este caso, sería menor que aquella para la cual se diseñó el compresor.

Dado que la presión de diseño del lado tubos es de 1395 psig y la del lado carcasa es de 250 psig, el chiller E-2 A cuenta con válvulas de seguridad diseñadas para rotura de tubos y seteadas a 250 psig.

El gas frío que sale del chiller E-2 A se envía al separador frío V-2 A, donde se separan el gas residual, la gasolina y la solución de MEG diluida.

El gas residual abandona el separador frío V-2 A atravesando un demister que retiene cualquier partícula líquida que pudiera ser arrastrada por el gas, e ingresa al filtro separador de gas de salida F-2 A en el que se separan partículas sólidas

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y líquidas de hasta 3 µ m. Este filtro posee dos cámaras, una inferior y una superior. En la cámara superior se encuentran elementos ciclónicos fijos, que no requieren recambio, y que favorecen la coalescencia de las gotas de gasolina que aún pudiera tener el gas. Este filtro está ubicado aguas abajo del separador frío V-2 porque es más fácil separar las partículas líquidas del gas frío.

La gasolina colectada en las cámaras superior e inferior del filtro separador de gas de salida F-2 es enviada al separador flash de gasolina V-3 a través de las válvulas LV-04037 y LV-04036 respectivamente.

Una vez filtrado, el gas se dirige al intercambiador gas-gas E-1 A/B/C para enfriar la corriente de gas de entrada a la unidad de ajuste de punto de rocío y dirigirse a la salida de planta.

La gasolina que se separa en el separador frío V-2 A intercambia calor con el gas de entrada en el intercambiador gas-gasolina E-3 A/B y luego se envía al separador flash de gasolina V-3. El nivel de gasolina en el separador frío V-2 A se controla con el trasmisor de nivel LT-04001 y la válvula LV-04001, que es la que regula el caudal de salida de la gasolina de este separador. Si la gasolina estuviera fuera de especificación y se quisiera reprocesar, existe la posibilidad de hacerlo a través de una derivación de la línea de salida de gasolina del separador frío V-2 que se conecta directamente con el knock out drum de antorcha V-18. Esta derivación está ubicada aguas abajo de la válvula de control de nivel LV-04001.

La solución diluida de MEG se obtiene en la bota del separador frío V-2 A. Esta bota cuenta con un serpentín por el que circula el MEG pobre proveniente de la unidad de regeneración de MEG y que se encuentra a mayor temperatura que el MEG rico. Este intercambio se realiza para evitar que la viscosidad del MEG rico aumente considerablemente por las bajas temperaturas.

Para mantener un nivel de interfase en la bota del separador frío V-2 A entre el MEG rico y la gasolina, se dispone del trasmisor de nivel LT-04012 y la válvula LV-04012.

El separador frío V-2 A dispone de válvulas de seguridad diseñadas por incendio y seteadas a 1395 psig.

2.4. UNIDADDE ENDULZAMIENTO

El endulzamiento del gas se realiza mediante una absorción con amina. Cada tren cuenta con una unidad de amina que puede procesar entre el 25% y el 45% del caudal total de gas que se procesa en él, que corresponden aproximadamente a 1.7 MMSCMD y 3 MMSCMD.

 A-403 A/B, Aeroenfriador de Amina Pobre: es un aeroenfriador de 11m de

largo por 3.5m de ancho. Tiene dos bahías con un mazo de tubos cada una. Los tubos son de 1” BWG 14 y 11m de largo, y tienen una presión de diseño de 150 psig. El calor intercambiado en es del orden de los 18 MMBtu/hr. Cada bahía tiene dos ventiladores con motores de 30 HP.

 A-404, Aerocondensador de Torre Regeneradora de Amina: es un

aeroenfriador de 11m de largo por 3m de ancho. Tiene solamente una bahía con un mazo de tubos. Los tubos son de 1” BWG 16 y 11m de largo, y tienen una presión de diseño de 50 psig. El calor intercambiado en es del orden de los 7.4 MMBtu/hr. La bahía tiene dos ventiladores con motores de 20 HP.

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 E-401 A/B, Intercambiador Amina Rica-Amina Pobre: es un intercambiador de

49 placas paralelas, de 1.65m de alto, 0.53m de ancho y 0.19m de profundidad. El calor intercambiado es aproximadamente 6.8 MMBtu/h y la presión de diseño del equipo es de 150 psig.

 E-402, Reboiler de Torre Regeneradora de Amina: es un intercambiador

vertical de tipo termosifón. La carcasa tiene 1.1 m de diámetro y 4.9 m de largo. Los tubos son de ¾” BWG 16. El calor intercambiado es de 27 MMBtu/h. La presión de diseño del lado tubos es de 50 psig y la del lado carcasa 85 psig.

 E-410, Intercambiador Gas Ácido-Gas Dulce: es un intercambiador horizontal

de casco y tubo. El casco tiene 0.8 m de diámetro y los tubos son de ¾” BWG 14 y 4.5m de largo. El calor intercambiado es de 5.6 MMBtu/h. La presión de diseño del lado tubos es de 1393 psig y la del lado carcasa 1395 psig.

 F-402, Filtro Coalescedor de Gas Ácido de Entrada: es un filtro vertical

coalescedor que está dividido en dos cámaras, una inferior y otra superior. La cámara inferior posee un dispositivo de entrada para favorecer la coalescencia de las gotas que ingresan con el gas. El filtro tiene un diámetro de 0.8 m y 2.75 m de alto. La presión de diseño del filtro es de 1395 psig.

 F-403, Filtro Coalescedor de Gas Dulce de Salida: es un filtro coalescente

vertical de 0.8 m de diámetro y 2.75 m de alto, que está dividido en dos cámaras, una inferior y otra superior. La presión de diseño del filtro es de 1393 psig.

 F-408, Pre-Filtro de Partículas de Amina Rica: es filtro mecánico vertical de

0.9 m de diámetro y 1.25 m de alto que remueve partículas sólidas de tamaño mayor a 5 µ . La presión de diseño del filtro es de 150 psig y está construido en acero inoxidable.

 F-409, Filtro de Carbón Activado de Amina Rica: es un filtro vertical de 3.25

m de diámetro y 4.8 m de altura. Está relleno de carbón activado y tiene conexiones para permitir el contralavado del mismo con agua tratada. La presión de diseño del filtro es de 150 psig.

 F-410, Post-Filtro de Partículas de Amina Rica: es filtro mecánico vertical de

0.9 m de diámetro y 1.25 m de alto que remueve partículas sólidas de tamaño mayor a 5 µ . La presión de diseño del filtro es de 150 psig y está construido en acero inoxidable.

 P-401 A/B, Bombas Booster de Amina Pobre: son bombas centrífugas modelo

In Line 4x3V-13 de Flowsere Durco Pumps. Se diseñaron para operar con un caudal de 500 gpm y elevar al fluido una altura de 140 ft. Tiene un motor eléctrico de 40 HP.

 P-404 A/B, Bombas de Reflujo de la Torre Regeneradora de Amina: son

bombas centrífugas modelo In Line 2x1.5V-6 de Flowserve Durco Pumps. Se diseñaron para operar con un caudal de 30 gpm y elevar al fluido una altura de 113 ft. Tiene un motor eléctrico de 5 HP.

 P-406 A/B/C, Bombas de Amina Pobre: son bombas centrífugas de 10 etapas

modelo DVMX 3x4x9 B de Flowserve. Se diseñaron para operar con un caudal de 256 gpm y elevar al fluido una altura de 2848 ft. Tiene un motor eléctrico de 360 HP. Estas bombas cuentan con dispositivos de seguridad que la protegen por alta temperatura de los cojinetes, alta temperatura del bobinado

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y carcasa del motor, alta vibración, pérdida del fluido del sello, alta y baja presión de descarga y muy baja presión de succión.

 P-420, Bombas del Tanque Sumidero de Amina: son bombas de cavidad

progresiva modelo E2DS 600 de Bornemann Pumps, diseñadas para operar con 26.5 gpm y elevar al fluido una altura de 195 ft. Tiene un motor eléctrico de 5.5 HP.

 P-430 A/B, Bombas de Antiespumante: son bombas neumáticas a pistón

modelo LU 3.1 DC 800 P de Mirbla. Se diseñaron para operar con 5.5 gph y con una presión de descarga de 1335 psig.

 T-401, Torre Contactora de Amina: es una torre contactora de 1.7 m de

diámetro y 18.3 m de altura cilíndrica. Tiene 20 platos de un paso construidos en acero al carbono con válvulas construidas en acero inoxidable. La torre tiene en el tope un demister para evitar el arrastre de gotas y 1” de espesor de aislación hasta los 12.2 m de altura. La presión de diseño de la torre es de 1393 psig.

 T-403, Torre Regeneradora de Amina: es una columna de destilación de 2 m

de diámetro y 21.3 m de altura. El tercio superior está construido en acero inoxidable y el resto es de acero al carbono. Tiene 22 platos de válvulas de acero inoxidable. La presión de diseño de la torre es de 50 psig.

 T-404, Columna Lavadora del Flash de Amina: es una torre rellena con anillos

Nutre 0.7 de 316L, que está colocada sobre el separador flash de amina V-404. Tiene 0.3 m de diámetro y 3 m de altura. En el tope tiene un demister para evitar el arrastre de gotas. La presión de diseño es de 150 psig.

 TK-409, Tanque de Almacenaje de Amina: es un tanque API construido en

acero al carbono de 6.4 m de diámetro y 5.05 m de altura, diseñado para contener 150 m3_{de amina fresca. Tiene un blanketing de 50 mmca, venteo}

seteado a 75 mmca y una válvula de presión y vacío seteada a 85/-22 mmca.  TK-421, Tanque de Almacenaje de Agua Tratada: es un tanque API de acero al

carbono pintado interiormente con epoxi, de 7.9 m de diámetro y 5.05 m de altura, diseñado para contener 150 m3_agua.

 V-403, Separador de Gas Dulce: es un recipiente horizontal de 1.3 m de

diámetro y 7.2 m de longitud entre tangentes. Tiene un demister en la salida de gas y presión de diseño de 1393 psig.

 V-404, Separador Flash de Amina: es un separador trifásico horizontal de 1.9

m de diámetro y 9 m de longitud entre tangentes. Cuenta con un skimmer manual para drenar la fase líquida superior, que son hidrocarburos condensados, y con un visor de flujo. Tiene gas de blanketing a 74 psig. La presión de diseño es de 150 psig.

 V-405, Acumulador de Reflujo de la Regeneradora de Amina: es un recipiente

horizontal de acero inoxidable 316L, de 0.9 m de diámetro y 2.5 m de longitud entre tangentes. Tiene un demister en la salida de gas y un skimmer manual con visor de flujo en la cañería por la que se descargan los hidrocarburos condensados que puedan aparecer en el reflujo. La presión de diseño del recipiente es de 50 psig.

 V-410, Knock Out Drum de Gas Ácido: es un recipiente horizontal de 1.2 m de

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 V-414, Pulmón de Amina: es un recipiente horizontal de 1.9 m de diámetro y

7.8 m de longitud. Tiene un blanketing de 43 psig, venteo a 50 psig a flare y una presión de diseño de 150 psig.

La corriente de gas de entrada a la unidad de amina se filtra en el filtro coalescedor de gas ácido de entrada F-402. Este es un filtro coalescedor en el que se remueven las pequeñas gotas de líquido arrastrado que forman aerosoles o nieblas, y las partículas sólidas superiores a 0,3 µ . El filtro tiene dos cámaras; la cámara inferior, que es por la que ingresa el gas y en la que se recogen las partículas grandes de líquido, y la cámara superior que es en la que se encuentran los elementos filtrantes. Como el gas fluye a través de los elementos filtrantes, el líquido residual coalesce y forma gotas más grandes que caen hacia el fondo de la cámara superior. El líquido que se acumula en ambas cámaras se envía al separador flash de condensados V-8. Para asegurarse un determinado nivel de líquido en las dos cámaras, cada una cuenta con un controlador de nivel que actúa sobre las válvulas de salida de condensados hacia el separador flash de condensado V-8. Estas válvulas son las LV-16008 para la cámara superior y la LV-16012 para la cámara inferior. Las dos válvulas se cierran por muy bajo nivel de líquido en las cámaras.

El filtro coalescedor de gas ácido de entrada F-402 cuenta con válvulas de seguridad diseñadas por incendio y seteadas a 1395 psig y un transmisor de presión diferencial con alarma por alta presión diferencial PDT-16009 que indica la colmatación de los elementos filtrantes. Este filtro cuenta también con una conexión de by pass que permite continuar operando la planta durante el cambio de los elementos filtrantes.

Aguas abajo de la unión de las líneas por las que sale el condensado de las cámaras del filtro coalescedor de gas ácido de entrada F-402, se encuentra un cambio de serie de 600# a 300#.

Una vez filtrado, el gas se precalienta en el intercambiador gas ácido-gas dulce E-410 con la corriente de gas dulce que sale por el tope de la torre contactora de amina T-401. Cuando la temperatura del gas que abandona el filtro coalescedor de gas ácido de entrada F-402 es suficientemente alta, una parte de la corriente de gas dulce del tope de la torre contactora de amina T-401 puede bypassear al intercambiador gas ácido-gas dulce E-410.

Dentro de la torre contactora de amina T-401 el gas fluye en dirección vertical ascendente a través de los platos en los que entra en contacto con la solución de amina que fluye en dirección contraria. Para que evitar la condensación de hidrocarburos dentro de la torre, se requiere que la temperatura de la amina pobre que ingresa por el tope sea 9°F mayor que la temperatura del gas ácido que ingresa por le fondo. Esta diferencia de temperatura se controla con el TDIC-37049. La torre contactora de amina T-401 cuenta también con un transmisor de presión diferencial con alarma por alta presión diferencial PDT-37001 que detecta problemas dentro de la misma, como formación de espuma, y trasmisores de temperatura para establecer el perfil de temperatura dentro de ella.

Por el tope de la torre contactora de amina T-401 se obtiene el gas dulce o gas tratado que se encuentra saturado en agua por el contacto con la solución de amina. El agua que contiene el gas condensa al enfriarse en el intercambiador gas ácido-gas dulce E-410. Esta corriente de gas y agua se envía al separador de gas dulce V-403 donde se separan el agua y pequeñas cantidades de solución de amina de la corriente de gas dulce. El líquido separado se dirige al separador

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flash de aminas V-404 a través de la válvula LV-16018 que está actuada por el controlador de nivel LT-16018 y que se cierra por muy bajo nivel. El separador de gas dulce V-403 se diseñó con una capacidad lo suficientemente grande como para recibir la amina de la torre contactora de amina T-401 en caso que se forme espuma en la misma.

El gas dulce sale del separador de gas dulce V-403 y se filtra en el filtro coalescedor de gas dulce de salida F-403 antes de inyectarse en la línea de entrada a la unidad de ajuste de punto de rocío. Este filtro de la salida de la unidad es similar al filtro coalescedor de gas ácido de entrada F-402 y cuenta con los mismos controles de nivel y presión diferencial. El hecho de tener este filtro coalescedor a la salida de la unidad de endulzamiento, reduce el consumo de amina porque disminuye el arrastre de la misma con el gas dulce. Este filtro coalescedor de gas dulce de salida F-403 también tiene válvula de seguridad diseñada por fuego y seteada a 1393 psig. Este filtro cuenta también con una conexión de by pass que permite continuar operando la planta durante el cambio de los elementos filtrantes.

Por el fondo de la torre contactora de amina T-401 se recoge la solución de amina rica en dióxido de carbono, y se envía al separador flash de amina V-404 a través de las válvulas LV-37010 donde se produce un gran salto de presión y un cambio de serie de 600# a 150#. Estas válvulas reciben la señal del trasmisor de nivel LT-37010. Aguas arriba de las LV-37010 se encuentra la SDV-37105 donde se realiza el cambio de material de acero al carbono a acero inoxidable, debido al incremento del potencial de corrosión por la presencia de CO2 libre.

Entre la torre contactora de amina T-401 y el intercambiador gas ácido-gas dulce se encuentran dos válvulas de seguridad diseñadas por incendio y seteadas a 1393 psig.

El separador flash de amina V-404 es un separador trifásico que permite la separación del gas de flash, de cualquier hidrocarburo líquido condensado en la torre contactora de aminas T-401 y de la amina rica.

El gas de flash asciende hacia la columna lavadora del flash de amina T-404. Dentro de dicha columna el gas de flash es tratado en un lecho de relleno desordenado con una pequeña corriente de amina pobre proveniente de la descarga de las bombas de amina pobre P-406 A/B/C y cuyo caudal está regulado por una válvula aguja ubicada aguas abajo de la placa orificio RO-18001 en la línea de entrada de amina pobre a la columna lavadora del flash de amina T-404. La amina pobre absorbe el dióxido de carbono del gas de flash y luego se mezcla con la amina rica que se encuentra en el separador flash de amina V-404. El gas tratado sale por el tope de la columna lavadora del flash de amina T-404 a través de la PV-18006. Esta válvula recibe señales del controlador de presión PIC-18006, que controla la presión del flash, y del trasmisor de presión PT-18006 que controla la presión de entrada a los quemadores del horno de aceite térmico H-201. Para mantener la presión de operación del flash, se cuenta también con la válvula PV-18007 que alivia la sobrepresión del flash descargando directamente al sistema de venteos.

Los hidrocarburos líquidos acumulados en el separador flash de amina V-404 pueden ser drenados manualmente y enviados al sistema de drenajes presurizados utilizando las válvulas skimmer que están localizadas a un costado del separador. La línea de salida de hidrocarburos líquidos que se dirigen al sistema de drenajes cuenta con un visor de flujo.