Programa de Entrenamiento en PGSAL
Informe de entrenamiento en instalaciones de PGSAL PGSAL – PETROBRAS BOLIVIA S.A. DESCRIPCION DEL PROCESO La planta San
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- Patricia Aliaga Diaz
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Informe de entrenamiento en instalaciones de PGSAL PGSAL – PETROBRAS BOLIVIA S.A.
DESCRIPCION DEL PROCESO La planta San Alberto procesa y acondiciona gas natural para la venta y consumo
de
clientes
contratistas
(TRANSIERRA
y
TRANSREDES)
con
las
siguientes características de venta.
Especificaciones Poder Calorífico Temperatura Gravedad Específica Nitrogeno CO2, N2 y Gases Inertes Dew Point @ Cond. Operacionales Dew Point @ 45 Kgr/cm2 Contenido de Agua Sulfuro de Hidrogeno, H2S Mercaptanos Azufre Total Oxigeno, O2 Dióxido de Carbono Mercurio Caracteristicas
Límites máximos y mínimos 1034 Btu/pc ( › 970 btu/pc según TCGS) › 40°F ‹ 120°F › 0,58 ‹ 0,69 2 % en volumen. 3, 5 % en volumen. 41°F No superior a 32°F ‹ 5,9 Lb/MMPC ‹ 5 mg/m3 ‹ 10,6 mg/m3 ‹ 50 mg/m3 ‹ 0,2% en volumen. ‹ 2,0% en volumen. › 0,6 µgr/m3 Exento de agua, olores u otro material sólido. Exento de hidrocarburos aromáticos, glicoles, metanol u algún otro producto utilizado en el proceso.
Tiene una capacidad de procesamiento de 233 millones de pies cúbicos diarios (MMPCD) o su equivalente 6.6 MMMCD y 10000 barriles de condensado en ambas fases. Al igual que el gas natural, el condensado presenta especificaciones de venta las cuales se detallan a continuación:
Especificaciones de Venta Tensión Vapor Reid TVR (psi.) 12 Based Soluble Water BSW (%) Salinidad (Lb/1000Bbl.) Punto de escurrimiento (°F)
Roberto Carlos Casso Ramírez Training
1% 5 25
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La planta se constituye de dos fases de procesamiento, una similar a la otra en algunos aspectos con mismas capacidades de procesamiento. Las
ventas
de
gas
natural
se
realizan
de
acuerdo
a
nominaciones
entregadas por las empresas clientes antes de empezar la jornada laboral. En la producción y venta de gas, no solo el objetivo es venderlo ya que otra parte del mismo es utilizado en la planta como combustible para algunos equipos que necesitan del mismo. De la misma corriente se utiliza para el quemado del mismo hacia el flare y mantener una salida en caso de presurización. La corriente de gas esta compuesta por compuestos licuables que al ser procesado a ciertas presiones y temperaturas tornan al estado liquido (gasolina). El gas proveniente de los pozos se lo describe como gas asociado rico, ya que viene conjuntamente con condensado, presenta 6 pozos productores los cuales de acuerdo a la última actualización presentan las siguientes producciones y presiones de cabeza:
WELL SAL SAL SAL SAL SAL SAL
– – – – – –
Well Head pressure Kgr/cm2 Average Flow MMCFD
X09 X10 X11 X12 X13 X14
203.94 189.97 203.94 193.96 182.84 196.91
14 90 42 95 98 70 409
De acuerdo a la actualización de 18 de julio de 2007.
Y de acuerdo con las pruebas de pozos, se logro colectar los datos de mayor capacidad de producción de los pozos que viene a ser la siguiente:
WELL SAL SAL SAL SAL SAL SAL
– – – – – –
WHP (Kgr/cm2)
°T (°C)
Presion de linea (kgr/cm2)
CK/64
Q Max (MMPCD)
191,7 193,4 201,9 191,9 193,8 195,2
61,8 82,6 85,6 80,0 63,7 63,5
88,5 95,0 100,4 100,6 90,4 90,6
34 94 69 95 90 77
15,6 89,96 42,72 99,07 93,24 76,38
X09 X10 X11 X12 X13 X14
Roberto Carlos Casso Ramírez Training
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Este gas presenta en su composición alto contenido de metano (80 %), el contenido de etano, propano y demás es escaso, por otro lado presenta también componentes ácidos, contaminantes y agua entre otros. La extracción de esos líquidos del gas natural es uno de los aspectos más importantes en la planta, para su transporte con fines de comercializarlo y otros usos. El objetivo del proceso es el de acondicionar el gas para comercializarlo de acuerdo a especificaciones exigidas por el cliente, por ejemplo el poder
calorífico,
contenido
de
agua,
concentración
de
ácidos
(CO2)
y
contaminantes (Hg). Las características del gas de entrada son: Presión
88 Bar.
Temperatura
50°C
La
venta
del
gas
la
realizan
a
hidrocarburos TRANSREDES Y TRANSIERRA
las
empresas
transportistas
de
las cuales exportan el gas hacia
el Brasil y la Argentina. El volumen de venta esta de acuerdo a nominaciones enviadas, indicando el volumen correspondiente para cada empresa. Transierra es también la encargada de exportar el condensado estabilizado procesado en la planta.
Nitrogeno Dioxido de Carbono metano
N2 CO2 CH4
Gas de Entrada 0,5154 2,6119 87,1546
Etano
C 2H 6
5,7818
5,3383
Propano
C 3H 8
2,1615
1,9324
I - C4H10
0,4227
0,3442
N- C4H10
0,5736
0,4693
I - C5H12
0,2477
0,1647
N- C5H12
0,1727
0,1015
Hexano
C6H14
0,1621
0,0648
Heptano
C7H16
0,0899
0,0223
Octano
C8H18
0,0584
0,0075
Nonano
C9H20 +
0,0476
0,001
O2
0
0
TOTAL
100
100
100
Gravedad Específica Poder Calorífico (Base Seca) Poder Calorífico (Base Húmeda)
SG
0,665
0,641
Btu/ Bs
1109
1086
Btu/Bh
1090
1067
COMPONENTES
Iso - Butano Normal - Butano Iso - Pentano Normal - Pentano
Oxigeno
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Formula
Gas de Salida 0,5166 1,8452 88,9713
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Para
dicho
acondicionamiento,
la
planta
presenta
procesos
de
deshidratación, endulzamiento y refrigeración los cuales serán descritos a continuación.
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DESCRIPCION DEL PROCESO DE ACONDICIONAMIENTO DE GAS Y EXTRACCION DE LIQUIDOS Primeramente el flujo proveniente de los pozos llega hacia a la planta por la línea de producción, en dicha línea se encuentra un sistema de recepción herramienta
de ha
chanchos*, sido
el
enviada
cual desde
se
debe
el
alinear
pozo,
este
una
vez
sistema
es
que
la
llamado
scrapper trap o trampa receptora de chanchos y es utilizado para realizar limpieza o algún trabajo en la línea. El fluido que viene desde los diferentes pozos es distribuido en el colector o manifold de recepción, este colector es una serie de válvulas y
líneas,
el
cual
tiene
la
función
de
distribuir
los
pozos
a
las
diferentes fases de la planta o a la línea de prueba. Está distribuido de la siguiente manera: LINEA DE GRUPO O PRODUCCIÓN.- Esta línea colecta a los pozos que deben ir a producción, están distribuidos de acuerdo criterio del operador de sala (DCS) y de acuerdo a capacidades de las mismas plantas. LÍNEA DE PRUEBA.- Esta línea tiene la función de colectar pozos en formas individuales, eventuales y de manera programada para realizar pruebas de los productos
producidos, características del hidrocarburo, etc.
La contabilización se la realiza en el separador de prueba (V-102), el cual recibe al pozo y lo separa trifasicamente (agua, condensado y gas). Las pruebas de componentes y calidad las realiza el personal químico de la planta. Existen transmisores de flujo y caudalimetros másicos a la salida de dichos productos separados, de esta forma se puede saber cuanta es la cantidad de producción del pozo. Ya una vez contabilizados estos flujos son nuevamente devueltos a las líneas de proceso. Por
otra
parte;
el
flujo
proveniente
de
los
pozos
presenta
alta
temperatura y presión al entrar, llega en forma de baches los cuales arrastran consigo bolsones de presión y temperatura y para evitar que la oleada de presión y temperatura dañe los equipos o provoque problemas posteriores, se envía la corriente del pozo
hacia V-2401A/B y V-2401C/D;
amortiguador de baches o slug catcher. La función de este equipo es la de amortiguar el flujo extremadamente turbulento de la corriente enviándolo de manera uniforme hacia AC-401
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A/B/C/D/E/F
(aeroenfriador)
el
cual
tiene
la
función
de
bajar
la
temperatura del gas, de 50°C a 36°C. Hasta esta parte el flujo se encuentra en condiciones para ser procesado y preparado para la venta.
*Chancho.- Herramienta que se utiliza para limpiar interiormente la línea de producción, se realiza este trabajo para cada pozo y de forma programada. *Slug Catcher.- Separador bifásico o amortiguador de flujos grandes.
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AREA 100-2100/AREA 200-2200 PROCESO DE GAS NATURAL/REMOCION DE CONTAMINANTES Primordialmente el flujo de los pozos de producción enfriados y con un flujo uniforme pasan a V-101/2101/2102, separador trifásico de entrada, en dicho separador se disocian el liquido del gas; el liquido a su vez se separa en condensado el cual se va al área de estabilización y el agua que pasa a su procesamiento para luego ser inyectada a los pozos. La separación ocurre debido a principios físicos como la insolubilidad entre los fluidos, la diferencia de densidades, la decantación. Los mecanismos de separación se basan en equipos adicionales equipados en el separador como son el deflector de turbulencia (baffle), el retenedor de niebla (Demister) y el tiempo de residencia, que esta controlado por la válvula de control.
La
separación
realizan
la
esta
acuerdo
separación
a
estos
mediante
la
aspectos, expansión
los de
la
cuales
en
corriente
resumen de
gas
debido al brusco cambio dimensional al entrar al separador, provocan una caída
en
la
velocidad
de
las
partículas
haciendo
que
los
liquidas
condensen y el gas continúe por la parte superior.
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El condensado es enviado hacia el área de estabilización correspondiente de cada fase. El agua es enviada a la pileta de separación API, para luego procesarse y ser despachada hacia los pozos de inyección. El gas por su parte; va hacia la unidad de remoción de contaminantes (U.R.C.) para extraer componentes contaminantes de la corriente de gas El
gas
contiene
cierto
porcentaje
de
mercurio
en
su
composición,
3
aproximadamente 40 µgr/m , el cual debe ser removido como requisito para la venta. El mercurio es contaminante al pasar por un proceso de alta presión, ya que al estar a las condiciones del pozo este no se prolifera de manera abundante y sólida, la presencia de este contaminante en la corriente de gas crea la formación de sólidos en las líneas y equipos estableciendo formación de taponamientos posteriores. Primariamente pasa a F-201/2201, filtro coalescente, para condensar los posibles
líquidos
existentes
en
la
corriente
de
gas,
ya
que
estos
líquidos pueden contaminar o dañar el lecho del reactor. El gas que sale por la parte superior del filtro pasa a precalentarse con a E-201/2201, intercambiador Gas/Aceite térmico, en el
cual eleva su
temperatura a un rango de 5 grados para corroborar el trabajo del filtro y evitar la condensación de líquidos. Una
vez
calentado
(39°C-40°C)
fluye
hacia
V-201/2201,
reactor
de
adsorción de mercurio, del cual sale con un contenido de aproximadamente 0.01 µgr/Nm3. En este reactor ocurre una reacción con una leve disminución de presión, debido a la reacción de absorción irreversible, sale con 81 bares. El siguiente equipo es el F-202/2202, filtro de sólidos y polvo, el cual tiene la función de separar los posibles sólidos que pueda arrastrar la corriente
de
gas
desde
el
lecho
del
reactor,
ya
que
estos
sólidos
posteriormente tienden a formar espumas en contacto con la amina. La
corriente
donde
la
continúa
temperatura
su
flujo
retorna
a
hacia sus
AC-201AB/2201AB,
condiciones
de
aeroenfriador,
entrada
hacia
la
unidad. Una
vez
que
hayan
sido
removidas
las
partículas
de
mercurio,
y
la
corriente de gas sea enfriada, tiene que dirigirse hacia el área de endulzamiento donde la temperatura es una variable de proceso de suma importancia, por eso se lo retorna con su temperatura inicial.
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La corriente de gas (35%) es regulada con FV-1405/21405; la cual se encuentra aguas arriba de F-102/2201, post- filtro separador. La corriente de gas agrio, llamado así al gas que contiene un porcentaje de Dióxido de carbono (CO2) elevado, este dióxido en presencia de agua se vuelve acido, el cual corroe al gasoducto. El gas ingresa a V-501/2501, depurador de gas agrio, para condensar y atrapar a los líquidos que existan en la corriente,
los hidrocarburos
líquidos tienden a formar espuma en presencia de amina, el gas sale por la parte superior del separador e ingresa a T-501/2501, torre de contacto con amina, por la parte inferior de la torre (por debajo del plato #20) para elevarse al tope de la torre. La amina por su lado entra en contracorriente por la parte superior (alrededor del plato #3) y depositándose en el fondo de la torre, al haber
este
contacto
entre
la
amina
y
el
gas
ocurre
una
reacción
exotérmica (endulzamiento). El gas que sale por la parte superior, pasa a V-503/2503, depurador de gas dulce, donde es separada la amina que pueda arrastrar la corriente de gas tras haber pasado por el proceso. La corriente de gas es devuelta a su corriente inicial, se une después de FV-1405/21405, para ingresar a F-102/2102 con una temperatura de 49°C. En F-102/2102 se separa el posible condensado y la amina que pueda ser arrastrada por la corriente de gas. Al salir del filtro la corriente se separa en dos líneas para preenfriarse
en
E-103/2103,
intercambiador
Gas/Gas,
y
E-104/2104,
intercambiador Gas/Liquido. En E-103/2103 la corriente de gas es pre-enfriada con la corriente fría de gas (-15°C) proveniente de V-103/2103, separador frió, de igual manera en E-104/2104 donde la corriente de gas es pre-enfriada con la corriente de líquido (-15°C) proveniente de V-103/2103. En
estos
intercambiadores
ocurren
procesos
a
bajas
temperaturas,
las
formaciones de hidratos son preponderantes en estos equipos, de esta manera se inyecta glicol para evitar el congelamiento y taponamiento de los mismos. Nuestra corriente de gas se vuelve a unir a la salida de ambos equipos con una temperatura de -2°C, dirigiéndose a E-101/2101, intercambiador Gas/Propano, donde ocurre un intercambio de calor con el propano, en este equipo se inyecta también glicol debido a la baja temperatura.
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Ya al salir el gas de E-101/2101 con -10°C, la corriente pasa por PV-1306 o JT-1306 (Joule Thompson, efecto entálpico); el objetivo de esta válvula es el de expandir la corriente de gas aminorando su temperatura, al pasar por la válvula la corriente de gas es enfriada hasta -17°C. Una vez refrigerada la corriente de gas pasa a ser acumulada en V103/2103,
separador
frió,
en
este
equipo
se
obtienen
los
productos
licuables del gas por el cambio brusco de dimensión y de acuerdo a la cantidad de componentes que licue se acondiciona el punto de roció* del gas. Al salir de este acumulador con -13°C, por la parte superior del equipo, nuestro gas va a pre-calentarse al E-103/2103 con la corriente entrante de gas caliente, al salir de este intercambiador con 20°C pasa a F101/2101, post-filtro de gas, donde se filtra el gas que va a salir a la venta, pasado esto nuestro gas esta libre de contaminantes, endulzado, deshidratado, refrigerado listo para ser medido y enviado a la venta. Los puentes de medición “seniors”
FE-1408/21408 y FE-1409/21409 son los
encargados de medir la corriente de gas y luego esto es enviado a la venta.
DESCRIPCION DE LOS EQUIPOS V-2401 A/B/C/D SLUG CATCHER Datos Técnicos: Tipo: Horizontal Presión Diseño: 2000 psi/Temp.150°F Presión Operación: 1262 psig Temp. 140°F Prueba de Presión: 2593 psi. Es
un
separador
de
baches
o
un
separador bifásico, el cual esta diseñado
para
presiones
aguantar y
grandes
flujos
de
hidrocarburos provenientes de los pozos,
son
también
llamados
amortiguadores de flujo. Al amortiguar el flujo hace que este salga del mismo de forma uniforme.
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El nivel de este equipo es controlado por LV-24101, una vez aminorado el flujo reunido nuevamente con la línea de salida del gas.
V-102 TEST SEPARATOR Datos Técnicos: Tipo: Trifásico - Horizontal Fluido: Mezcla de vapor y líquidos hidrocarburazos glicol y agua. Densidad fluido: Vapor hidrocarburo 2 lb/pie3 Líquido hidrocarburo 48 lb/pie3 Mezcla glicol/agua 70 lb/pie3 Diseño: 2000 psig (140.6 kgf/cm2) a 150°F (65.5°C) Prueba: 2511 psig (176.52 kgf/cm2) Operación: 300 psig (91.39 kgf/cm2) a 86 °F (30°C) El Separador de Prueba es más pequeño en tamaño que el de producción, tiene igualmente un revestimiento interno. Este
separador
separación
esta
trifásica
diseñado hace
que
para se
realizar pueda
pruebas
tener
una
de
pozos,
estimado
de
su la
producción de dichos pozos de manera separada. Este equipo presenta sus dispositivos de seguridad como transmisor
del
flujo, válvula de alivio en caso de presurización, válvulas de control, válvulas de seguridad, alarmas de bajo nivel y alto nivel. El agua se va hacia V-940, acumulador de cámara API, a su posterior separación, procesamiento e inyección a los pozos, el
control de nivel
de este fluido lo realiza LV-1101 (NV-1503)*. El condensado que es devuelto a la corriente de grupo una vez separado y contabilizado, es controlado por LV-1102 (NV-1504); el gas también se vuelve a unir a la línea de producción normal (entrada a los coolers AC401), la presión es controlada por PV-1304A.
AC-401/2401 A/B/C/D/E/F INLET GAS AIR COOLER Datos Técnicos: Tipo: Horizontal Presión diseño: 2000 psig - temp. 150°F Temperatura Diseño: 150/20 °F Rendimiento motor: 8, 304 MMBTU/Hr. Tipo: 8,304 MMBTU/Hr HP: 25 Roberto Carlos Casso Ramírez Training
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RPM: 1750 V/P/C: 460/3/60 Este aeroenfriador controla la temperatura del gas de entrada a la planta mediante aire, el cual es esencial para mantener el proceso estable, consta de un motor eléctrico, un conjunto de aspas y unas tuberías de cobre por donde pasa el fluido, el motor tiene alarma por vibración, esto por seguridad del equipo.
V-101/2101/2102 INLET SEPARATOR Datos Técnicos: Tipo: Trifásico - Horizontal Fluido: Mezcla de vapor y líquidos hidrocarburados, glicol y agua Densidad fluido: Vapor hidrocarburo 2 lb/pie3 Líquido hidrocarburo 48 lb/pie3 Mezcla glicol/agua 70 lb/pie3 Diseño: 1415 psig (99.47 kgf/cm2) a 150°F (65.5°C) máx. Prueba: 1776 psig (124.85 kgf/cm2) Operación: 1262 psig (88.72 kgf/cm2) a 86 °F (30°C) El Separador presenta un revestimiento interno. Este separador tiene la misma descripción externa de V-102, pero en este separador se separa la producción de los pozos que están distribuidos al grupo o a la fase. De igual manera su separación es trifásica, la válvula LV-1407 (NV-1507) es la encargada de controlar el nivel del condensado en dicho separador el cual se dirige al área de estabilización; LV-1106(NV-1506) controla el nivel del agua del separador que también se va a V-940. El gas por su parte, va hacia su procesamiento la presion de dicho separador es controlado por PV-1307.
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F-201/2201 COALESCER FILTER Este filtro coalescente conformado por dos secciones, la primera sección consta de un baffle o deflector de turbulencia obstrucción
al
flujo
haciendo
que
las
actuando como pared de
partículas
reciban
una
cierta
disminución en la velocidad de las mismas, lo que provoca la separación del líquido y el gas. Esta
sección
esta
controlada
por
LV-2102
y
presenta
se
válvula
de
seguridad NV-2502. En la segunda sección el gas pasa por un filtro coalescedor instalado en la parte superior del separador, la función de este filtro es la de coalescer o agrupar las partículas gaseosas en forma de gotas que van hacia la parte superior del filtro, haciendo que decanten hacia el fondo del mismo, el control de esta sección lo realiza LV-2101 con NV-2501. Ambos líquidos son enviados hacia el área de estabilización. También tiene la función de acumular al inhibidor de corrosión el cual se inyecta aguas arriba de la unidad.
E-201/2201 REBOILER Este intercambiador tiene la función de calentar a la corriente de gas mediante un flujo de aceite térmico caliente, dicho calentamiento es para evitar de algunos hidrocarburos condensen en la línea o en el lecho del reactor lo cual es perjudicial para el mismo. El flujo y la temperatura de dicho reboiler son controlados por FV-2401 (NV-2504). El nivel que pueda acumular este calentador es enviado hacia el drenaje cerrado por FV-2103 (NV-2503).
V-201/2201 MERCURY ABSORBER REACTOR Este reactor tiene la función de remover el mercurio de la corriente de gas, esta conformado por un lecho de cerámica en las paredes y por el centro presenta esferas cerámicas de diferentes diámetros para realizar la remoción de la siguiente manera: Needle
Valve.-
Válvula
de
seguridad
activada
por
el
LSLL
del
separador,
tiene
un
funcionamiento de control magnético y son de sistema ON / OFF, no son regulables.
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Por la parte superior se encuentra Dypor607 el cual tiene la función de remover los componentes pesados del gas como las parafinas y evitar que dañen al reactor, la segunda capa de esferas es llamada Puraspec1157;
es
un catalizador de Sulfuro de Cobre, cumple la función de remover el contenido de mercurio, este producto con el pasar del tiempo se satura y aminora su vida útil (5 años). La tercera capa de esferas (Oxido de Aluminio) sirve como base de las esferas del centro y evita que la corriente de gas arrastre partículas sólidas de las mismas. En la capa del centro existen tres toma muestras para analizar la vida útil del catalizador por medio de un analizador de mercurio “en línea” el cual también toma muestras aguas arriba y aguas abajo del área para realizar un seguimiento del proceso. La
reacción
mercurio
es
que
realiza
absorbido
el
por
analizador el
reactor
de se
mercurio llama
para
saber
Fluorescencia
cuanto atómica
resonante. Esta reacción se basa en el contacto del mercurio con un par de celdas, una de ellas presenta una pequeña lamina de oro la cual reacciona con el mercurio al tener contacto con el, gracias al programa podemos apreciar el contenido de mercurio en datos analógicos. Aguas arriba y aguas abajo del área se dosifica inhibidor de corrosión para prevenir la misma en las líneas y en el reactor; pero por el momento no se inyecta debido a que no muestra vestigios de corrosión. En su reemplazo se tiene un calentador termoeléctrico en toda la línea de la URC.
F-202/2202 DUST AFTER FILTER Este filtro tiene la función de sostener a las partículas sólidas que puedan
ser
arrastradas
por
la
corriente
de
gas,
las
cuales
son
perjudiciales en la amina provocando espuma en dicha solución. Estas compuesto por dos secciones, en la primera tenemos un grupo de elementos filtrantes los cuales tienen la función de separar los posibles líquidos existentes, la segunda tiene un conjunto de tuberías de pequeño diámetro
plegadas
al
separador
las
cuales
son
para
atrapar
a
las
partículas sólidas. Ambas válvulas de control se dirigen al drenaje cerrado, LV-2201A y LV-2201B respectivamente.
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F-102/2102 SALES GAS PRE-FILTER/SEPARATOR Datos Técnicos: Tipo: Horizontal Diseño: 1415 psig (99.47 kgf/cm2) a - 20/150°F (65.5°C) Prueba: 2123 psig (129.35 kgf/cm2) Este filtro tipo separador tiene la función de corroborar el trabajo de los equipos anteriores y evitar la presencia de liquido en el gas. Al igual que F-202 consta de dos secciones, tiene dos válvulas de control de nivel, LV-1120A la cual controla el nivel de la primera sección hacia V-601/2601 y LV-1121B la cual controla el nivel de la segunda sección hacia el drenaje cerrado respectivamente.
E-103/2103 GAS/GAS EXCHANGER Este intercambiador esta compuesto por un haz de tubos y una coraza por los
cuales
se
realiza
el
intercambio
de
calor
indirecto,
en
estos
intercambiadores se inyecta glicol para evitar la formación de hidratos y taponamiento o saturación del equipo.
E-104/2104 GAS/LIQUID EXCHANGER Este
intercambiador
tiene
el
mismo
diseño
de
E-103
pero
en
este
se
intercambia la corriente de gas con liquido, también se inyecta glicol,
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constan de *PDI´s con los
cuales se puede saber el comportamiento o
funcionamiento del equipo.
E-101/2101 GAS CHILLER Este
equipo
realiza
el
intercambio
de
calor
con
un
refrigerante
(propano), el diseño de este equipo esta destinado para manejar energía calorífica capaz de licuar los componentes pesados del gas natural. En este equipo el riesgo de taponamiento también es posible, de la misma manera se inyecta glicol por medio de toberas La absorbancia de este equipo es la capacidad que tiene para intercambiar calor, los tubos que conforman este equipo son de forma capilar para lograr una mejor refrigeración.
V-103/2103 COLD SEPARATOR (GAS/GASOLINE SEPARATOR) En este acumulador/separador se obtiene la gasolina, esta diseñado para aguantar bajas temperaturas, el producto liquido (gasolina y glicol rico) son enviados a estabilización y regeneración posteriormente controlado por LV-1410 y NV-1509. La
respectiva
separación
se
basa
en
el
cambio
dimensional
y
la
temperatura que tiene el gas.
F-101/2101 SALES GAS FILTER El objetivo de este separador es el mismo que todos, su objetivo es el de separar los posibles liquidas en el gas. El líquido que pueda acumularse se lo envía a drenaje cerrado.
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AREA 600-2600 ESTABILIZACION DE CONDENSADO Y COMPRESION DE GAS RESIDUAL El condensado tiene que ser estabilizado para evitar perdidas del mismo por efectos volátiles de compuestos livianos, este acondicionamiento es la tensión vapor, la cual se adquiere impartiendo calor a unos platos de burbujeo, por donde pasa el condensado. Una vez que el condensado es separado en V-101/2101/2102, tiene que ir al área de estabilización ya que este contiene productos volátiles que dificultarían su transporte, y de este mismo gas se recupera gas
de baja
presión lo cual resulta rentable. Por otra parte, la gasolina que viene junto al glicol rico desde V-103 es acumulada en V-601/2601, tanque de flasheo de condensado, al igual que el condensado pero al otro lado de la cámara. El liquido de F-201/2201, V-501/2501 y F-102/2102 es también descargado hacia este acumulador. V-601/2601 presenta una característica de separación tetrafasica (glicol rico, gasolina, condensado y gas), su presión de trabajo es aprox. 550 psi. La presión de este acumulador es controlada de modo dual por PV-6301A, que controla dicha presión hacia la succión de V-603 y posteriormente a su compresión en K-601, por otro lado tiene otra válvula PV-6301B que controla la presión al flare en caso de algún problema. PV-6301 A puede enviar el gas a V-2603 y este en viceversa. Los niveles de estos líquidos son controlados en modo cascada. La gasolina pared
(20°C) que es separada en el separador por medio de una
coalescente,
esta
es
enviada
hacia
el
tope
de
la
torre
estabilizadora para actuar y controlar el reflujo en 55°C haciendo que las partículas pesadas condensen, este flujo es controlado por LV-6403 (NV-6503). El reflujo juega un papel muy importante ya que realiza la condensación retrograda permitiendo que las partículas de mayor peso en la corriente gaseosa que es elevada hacia el tope de la torre estabilizadora caigan y se condensen. El
nivel
de
101/2101/2102
condensado es
que
se
controlado
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encuentra por
a
40°C
proveniente
LV-6402(NV-6502),
del
hacia
Vel
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precalentamiento tubos
de
previo
a
la
estabilización,
E-605A/B/2605
a
intercambiar
con
el
primeramente condensado
pasa
a
los
estabilizado
proveniente de la torre, la temperatura incrementa a relación de 40°C, seguidamente pasa a los tubos de E-604/2604 donde intercambia con la misma corriente de estabilizado proveniente de la torre, al salir de este se aprecia una temperatura de 100°C, este calor es el necesario para ingresar a la torre de estabilización por encima del plato #1. La torre estabilizadora tiene la función de crear el corte necesario para el estabilizado (TVR), generando calor y haciendo que los productos de menor punto de ebullición (mas livianos) se eleven hasta el tope de la torre (gas de baja presión); por otro lado el condensado que permanece en el fondo es aquel que resiste ese corte (estabilizado a 180°C), este mismo ecualiza con un reboiler de aceite caliente, para brindar el calor necesario a la torre. Del mismo reboiler sale una línea a pre-enfriarse con la corriente que entra a estabilización, primeramente a la coraza de
E-604, seguidamente
pasa a enfriarse a AC-605/2605, aeroenfriador, por ultimo pasa a las corazas de E-605A/B/2605 donde finalmente obtiene la temperatura adecuada para ser almacenado (40°C). El control de flujo a almacenaje lo realiza LV-6106 con relación al nivel que muestra la torre y su respectiva válvula de seguridad NV-6518. Seguidamente es almacenado en TK-2601 A/B/C, donde adquieren temperatura y presión atmosférica debido a normas estándar. Ya una vez acondicionados y analizados, este
condensado es succionado
por P-601 A/B, bombas de condensado, estas se encargan de transportar el estabilizado a la venta, estas bombas trabajan con una presión de 350 psi y descargan 93 m3/hr, el flujo de las mismas lo controla FV-6509 (NV6505). En el caso de que esta presión no sea suficiente existe P-2602, esta es una bomba de mayor presión de trabajo. Las bombas P-601 actúan como booster de dicha bomba, ya que la bomba necesita cierto NSPH para poder desplazar el fluido, esta trabaja con aprox. 580 psi. Y descarga 115 m3/hr. Los tanques presentan sus respectivos diques de contención, los cuales tienen un volumen de 20000 Bbl. Este volumen esta de acuerdo al doble volumen del tanque mas grande (10000 Bbl.) del área de almacenaje. EL flujo de condensado es controlado por FV-6409 (NV-6505).
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El tanque TK-601 se utiliza en caso de emergencia.
SISTEMA DE COMPRESIÓN El gas generado en la torre estabilizadora es reciclado para volverlo a poner en procesamiento, pero esta presión no es la suficiente para poder llegar a la línea de entrada al proceso (150 psi). De esta manera es que el gas pasa a ser comprimido, primordialmente pasa a V-602, depurador de primera etapa, donde se evita la presencia del líquido al compresor, el gas sale por la parte superior e ingresa al compresor de primera etapa, donde al salir eleva su presión a 450 psi, el liquido por su parte es enviado
por
LCV–6136
hacia
la
línea
de
condensado
que
va
hacia
almacenaje. Luego pasa a V-603, depurador de Inter.etapa, a esta línea se le une la línea de gas proveniente de V-601, dicho gas no ingresa a la primera etapa porque tiene una presión de 520 psi. ambos salen
de la segunda
etapa de compresión con 1300 psi, los líquidos de este depurador son enviados
por
medio
de
LCV-6338
hacia
el
reflujo
de
la
torre
estabilizadora. Estos 1300 psi son los necesarios para poder ingresar a la línea del proceso, el motivo del reprocesamiento de este gas es el CO” presente en este gas, la cantidad del mismo es por encima del 3%, lo cual no es conveniente para la corriente que sale a venta. La función de este compresor es la de utilizar la presión como fuerza motriz, la necesaria para llegar al proceso.
DESCRIPCION DE LOS EQUIPOS V-601/2601 CONDENSATE FLASH DRUM Este tanque de flasheo tiene la función de separar el gas y el líquido que se obtiene producto de disminución de presión, del mismo. Este separador esta espaciado por una pared limitante para apartar el condensado
(40°C)
que
es
controlado
por
LV-6403(NV-6503)
para
la
estabilización, de la gasolina (20°C) que se utiliza como reflujo hacia la torre, en la parte inferior presenta una bota donde se acumula el glicol rico que pasa a su regeneración y es controlado por LV-6103 (NV6518). Los gases que separa este se los envía a la segunda etapa de compresión para poder reprocesarlo, sus válvula de presión son PV-6301B (NV-6501) y PV-6301 que controla hacia el flare en caso de algún problema. Roberto Carlos Casso Ramírez Training
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E-605AB/2605AB COLD CONDENSATE PREHEATER Estos
intercambiadores
conformados
por
un
presentan
haz
de
el
tubos
mismo y
una
diseño
que
coraza,
el
los
anteriores,
intercambio
es
indirecto. El producto frió se precalienta y el producto calienta se pre enfría.
T-601/2601 CONDENSATE STABILIZER La
torre
presenta
11
platos
de
burbujeo
con
sus
válvulas
trays,
estabiliza el condesado mediante calor generado por un reboiler (aceite caliente), la misma tiene una presión de diseño de 180 psi. De la misma torre se desprende el gas de baja presión que pasa a ser reprocesado. La presión es controlada por PV-6301A, que va hacia V-602, una parte de este gas es enviada hacia la succión de V-2602 en caso de que la carga hacia el compresor no fuera la suficiente. PV-6301 controla la presión de la misma hacia el flare.
Platos de burbujeo
K-601/2601 RESIDUAL GAS COMPRESSOR
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Este es llamado moto-compresor, debido a que presenta una parte motriz y una parte compresora tiene una capacidad de carga de 507 MMPC y una relación de comprensibilidad de hasta 1/700. El motor es alternativo de combustión interna alimentado con gas natural de combustible. Esta unido a la parte compresora mediante un cigüeñal el cual realiza el movimiento alternativo de los pistones. Consta con dispositivos de seguridad del mismo compresor para evitar problemas mayores. En la succión del equipo se encuentra con primer elemento del mismo una válvula ESDV (Emergency Shut Down Valve) que será la encargada de cerrar el ingreso de gas de baja presión al sistema en caso de parada de emergencia. El transmisor de baja presión (PLT) es el elemento que dará la alarma de baja presión de succión y provocara una parada de emergencia del compresor cuando esta se encuentre por debajo de lo recomendado para este equipo. Un
separador
de
líquidos
equipado
con
control
de
nivel
(LIC),
válvula de control de nivel y alarma por alto nivel (LHT) protege al compresor del ingreso de liquido. En caso de muy alto nivel provocará la parada de emergencia. También cuenta con una válvula de alivio en caso de aumento de presión. Controlador de presión de succión (PIC) que gobierna a la válvula compensadora. (PCV) Este lazo esta encargado de mantener una presión de succión estable minimizando las variables de proceso. La primera etapa de compresión debe contar con amortiguadores de pulsaciones en la succión y en la descarga, estos son parte del compresor mismo, al igual que las válvulas de espacio nocivo. Transmisor de alta presión de descarga (PHT) encargado de actuar la parada de emergencia en caso de sobrepasar la presión de descarga en esta etapa. Transmisor de alta temperatura de descarga (THT) provoca la parada de emergencia en caso de registrar temperatura muy alta en la descarga de esta etapa. Enfriador de gas. Evita que el gas llegue a la etapa siguiente con alta temperatura lo cual provocaría daños en el compresor.
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El compresor también esta dotado con sensores de gas los cuales indican
el
LEL
(nivel
de
explosividad
leve)
inmediatamente
el
compresor al recibir esta señal, para. Estos sets de paro son de la siguiente manera para K-2601:
ALARMAS
Unid.
Alarma
Paro
°F °F °F °F °F IN/Sec IN/Sec °F °F °F °F
300 300 300 300 195 0,400 0,270 200 1454 800 195
325 325 325 325 205 0,450 0,290 205 150 850 205
Alta T° del manifold de inyeccion (derecha)
°F
145
150
Alta T° del manifold de inyección (izquierda)
°F
1545
150
Vibración del motor Velocidad del motor (MAX) Velocidad del motor (MIN) Velocidad requerida de arranque Alta Presión de descarga 1° Etapa Alta Presión de descarga 2° Etapa Baja presión de succión 1° Etapa Alta presión de succión 1° Etapa
In/Sec RPM RPM RPM Psi Psi Psi Psi
0,470
Alta T° del cilindro # 1 Alta T° del cilindro# 2 Alta T° del cilindro # 3 Alta T° del cilindro # 4 Alta T° de entrada del aceite Vibracion del compresor Vibración del cooler Alta T° de agua (Jacket) Alta T° de agua (Turbo) Alta T° del motor Alta T° de aceite del motor
0,500 1300 50 400 1400 600 110 200
PDI.- Indicador de presión diferencial (Pressure Diferencial Indicador). Marca la diferencia de presión entre la entrada y la salida.
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AREA 300/2300 PROCESO DE DESHIDRATACION REGENERACION DE GLICOL El sistema de inyección de glicol es un sistema de inyección directa que usa monoetilenglicol para deshidratar al gas rico que entra a la unidad de recuperación de líquidos. El glicol rico en humedad que se encuentra en la bota del V-601/2601 es controlado por LV-6103/26103 (NV-6506), pasa un alambique interno del tope
de
la
columna
de
fraccionamiento
E-303/2303
y
condensar
retrógradamente a las moléculas de glicol que se estén elevando a la atmósfera debido a la alta temperatura del reboiler, depende de este alambique que se evite perdidas de glicol. Este
glicol
entrante
al
sistema
se
muestra
con
25°C,
al
salir
del
alambique lo hace con 55°C y entra a E-301, intercambiador glicol rico/ glicol pobre, al salir del mismo lo hace con 75°C. Posteriormente se acumula en el tanque de flasheo V-301 el cual separa los gases obtenidos por el incremento de temperatura y la disminución de presión, en este separador se controla una presión de aprox. 50 psi con PV-3305, lo excedente se ventea al quemador, seguidamente pasa a colarse a los filtros mecánicos (F-301A/B/2301) donde se retiran los sólidos que pueda arrastrar; filtros de carbón activado (F-302A/B/2302) para remover los hidrocarburos, ácidos orgánicos o contaminantes y posteriormente al post- filtro (F-303/2303). Existe un descenso de temperatura en la etapa de filtración, ingresa a E-302, intercambiador glicol rico/glicol pobre, con 50°C y sale con 100°C precalentando con el glicol pobre, luego este, ya una vez incrementada su temperatura, ingresa al regenerador E-304; el cual es un reboiler de aceite caliente y hace hervir al glicol a 120°C por medio de una barra donde fluye aceite y es parte de dicho reboiler. El glicol tiene contacto de temperatura con el aceite, este se mantiene hirviendo y haciendo que las partículas de menor punto de ebullición (agua) emerjan a la atmósfera; el glicol que permanezca líquido decanta por
medio
de
un
vertedero
a
V-303/2303,
acumulador
de
glicol
rico,
pasando de glicol rico a glicol pobre. Continuamente
el
glicol
pobre
pasa
a
pre-enfriarse
en
los
intercambiadores, en los cuales la corriente de glicol rico que entra al sistema pre-enfría al glicol (E-301/2301 y E-302/2302). Roberto Carlos Casso Ramírez Training
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Al salir enfriado de los intercambiadores (60°C); este glicol es bombeado por P-301/2301 con una presión suficiente para entrar en contracorriente con el gas (1300 psi). Los caudales de inyección a los equipos son de: E-101 (0.3 M3/hr); E-103 (0.6 m3/hr) y finalmente E-104 (0.1m3/hr); los valores mostrados no son estables varían de acuerdo a variables de proceso. Este
glicol
entra
por
medio
de
unas
toberas
instaladas
en
la
parte
lateral de los intercambiadores que expulsan en glicol a contracorriente y en forma de atomizador; las moléculas de glicol se adhieren a las moléculas
de
agua,
y
el
glicol
pobre
y
caliente
vuelve
pasa
a
ser
nuevamente glicol rico y frió, este glicol rico es acumulado en V-103 y enviado a V-601 donde empieza nuevamente el circuito de regeneración. El sistema de drenaje de glicol lo realiza V-302, sumidero de glicol, todos los equipos de este sistema tienen un sistema cerrado hacia este sumidero,
para
poder
recuperarlo
nuevamente
al
sistema,
presenta
dos
bombas multietapas P-302 AB (7 etapas).
DESCRIPCION DE LOS EQUIPOS V-301 RICH GLYCOL FLASH TANK Este acumulador de separación flash, tiene la característica de separar los hidrocarburos líquidos de los gaseosos debido al incremento brusco de temperatura y la disminución de presión. El glicol que ingresa a V-303 es controlado por LV-3101. El gas blanketed entra al acumulador para proveer la presión suficiente (55 psi), para desplazar el fluido que se encuentra en la parte inferior. El gas excedente acumulado en el acumulador es aliviado hacia el flare.
V-303 SURGE DRUM GLYCOL Este acumulador de glicol pobre caliente tiene la función de almacenar el glicol
producto
de
la
regeneración,
en
este
acumulador
se
aborda
nuevamente el circuito de deshidratación su válvula de control es LV3104.
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E-304 GLYCOL REBOILER Este reboiler presenta una forma estética diferente a los demás, tiene la función de proveer el calor al regenerador y hacer hervir el glicol, la temperatura es controlada por un sistema en cascada; el flujo de aceite es controlado por FV-3201. Esta provisto de un stand pipe o una barra de rebalse del mismo para comunicar al reboiler con el acumulador para hacer pasar al glicol pobre.
E-301 LEAN GLYCOL/RICH GLYCOL EXCHANGER Este intercambiador esta provisto de una serie de tubos y una coraza; el glicol rico entra por los tubos y el glicol pobre entra por la coraza, para intercambiar calor las dos corrientes de glicol.
F-301 MECHANICAL FILTERS Estos filtros tienen en su interior 12 elementos de filtración los cuales remueven
los
sólidos
que
puedan
existir
en
la
corriente,
tiene
un
transmisor de presión diferencial para llevar un control de operación.
F-302 CARBON FILTERS Estos
filtros
de
carbón
activado
tienen
la
función
de
remover
las
sustancias orgánicas como ácidos, parafinas que puede tener la corriente de glicol.
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La corriente de entrada a este filtro es reducida debido a que el alto caudal
de
glicol
pueda
arrastrar
partículas
de
carbón
al
sistema,
presentan un PDI para su control.
P-301 GLYCOL PUMP La presión que debe ser proveída al glicol tiene que ser la suficiente para entrar en
contracorriente con el gas, como sabemos la presión del
gas en el sistema es de 1250 psi. aproximadamente, por lo tanto esta bomba tiene que levantar esta presión de inyección. Es una bomba reciprocante provista por 3 pistones y 5 émbolos, los cuales realizan el movimiento alternativo de bombeo. Cuentan con amortiguadores de pulsaciones, para evitar la vibración del equipo debido al movimiento alternativo. Los dampeners tienen la función de controlar los picos de presión de descarga
haciendo que el flujo salga uniforme y gradual.
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AREA 500 PROCESO DE ENDULZAMIENTO REGENERACION DE AMINA La amina cumple la función de endulzar al gas; en algunos casos, los gases presentan composiciones acidas en sus componentes como CO2 o H2S. El gas de la planta presenta un porcentaje de CO2 por encima del 2% el cual no es permisible de acuerdo a especificaciones de venta,
se tiene
que eliminar el dióxido de carbono de la corriente de gas, ya que en presencia de agua forma acido carbónico, el cual es corrosivo para el gasoducto y trae problemas posteriores. La amina cumple la función de remover la moléculas de este acido y poniendo al gas dentro de las especificaciones. La dietanolamina (AMINA) “nombre industrial”,
presenta características
físicas
su
que
va
de
acuerdo
al
proceso
como
punto
de
ebullición
(183.3°C) CS - PLUS Dietanolamina Propiedades físicas Gravedad Específica Punto de Ebullición @ 1 Atm
1,013 183,3 °C
Punto de congelamiento @ 50% de humedad Calor latente de vaporización
- 30°C 245 Btu/Lb
Punto de ignición
60°C
La unidad de amina de la fase I tiene la capacidad de procesar 56.6 MMPCD a un máximo de 2.8% de CO2, y la unidad de la fase II procesa 106 MMPCD con un máximo de 5 % de CO2. La amina es del tipo Cs-plus (fase II), pero por problemas operativos se la cambio por Cs-2000, la cual esta siendo utilizada en la Fase I. Los problemas operativos eran la formación de bicina en el sistema, la bicina es un acido orgánico formado por el contacto de O2 con la amina, es un acido muy corrosivo lo cual dio a obligar el cambio respectivo. La amina trabaja en solución con agua (50/50), debido a este manejo de la misma las líneas están hechas de acero inoxidable. Roberto Carlos Casso Ramírez Training
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DESCRIPCION DEL PROCESO Un 30% de la corriente que retorna de la URC es separada e ingresada a la unidad de amina, el flujo que controla este flujo es FV-1405. La
amina
que
entra
como
reflujo
a
T-501
para
endulzar
el
gas
es
posteriormente depositada en el fondo de la misma después de haber tenido contacto con el gas, adhiriéndose con las partículas de CO2, esta amina pasa de ser pobre caliente a rica fría. El
proceso
de
absorción
de
CO2
es
exotérmico,
por
este
motivo
la
temperatura incrementa en el fondo de la misma. El nivel de amina depositada en el fondo de la torre es controlado por LV-5105 y NV-5503; para dirigirla a mismo
debido
a
la
caída
de
V-505, tanque de flasheo, en este
presión
se
separan
las
moléculas
de
hidrocarburos gaseosas que puedan contener la amina y son enviadas al flare por medio de PV-5303 o en caso de emergencia se lo utiliza como gas combustible para los hornos. El nivel de V-505 es controlado por LV-5107, al salir de V-505 pasa a pre-calentarse a E-501, intercambiador amina rica/amina pobre, sale del intercambiador con 100°C e ingresa a T-502, torre regeneradora de amina, en la torre ocurre una reacción de desorción que viene a ser el desalojo de partículas livianas por medio de calor, por medio de aceite caliente en el reboiler E-502. La amina ingresa por la parte superior de la torre y al bajar va teniendo contacto con los platos de la torre haciendo que levanten las moléculas de menor punto de ebullición. Las moléculas que se elevan (CO2 y agua) transitan a ser condensadas en AC-502A/B, para bajar su temperatura y condensarse, luego ingresar a V502, despojador de la torre, con 40°C
se separa el liquido del vapor, el
vapor que vendría a ser CO2 con moléculas de agua es venteado en un lugar seguro por medio de PV-5304, el liquido que llegaría a ser agua(80%) y amina(20%) es succionado por P-502 para enviarlo como reflujo a T-502, el control del reflujo lo realiza FV-5110 controlando el nivel de V-502. Por otro lado la amina que es depositada debajo de la torre pasa a ser de amina rica fría a amina pobre caliente, esta amina pobre caliente que esta a una temperatura de 120°C ecualizada con el reboiler de fondo para impartir calor a la misma, el nivel de la amina es controlado por LV5109, seguidamente pasa a ser succionada por P-501 donde es enviada a pre-enfriarse
a
E-501
con
la
corriente
de
amina
rica
que
entra
a
regeneración, FV-5403 es la válvula encargada de controlar el flujo de Roberto Carlos Casso Ramírez Training
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retorno a T-502, al salir de E-501 con 70°C transitará hacia AC-501 para enfriarse y salir con 45°C lo cuales son suficientes para almacenarlos en TK-502,
tanque
de
amina
en
solución
con
agua,
posteriormente
es
succionada por P-506 y enviada al reflujo de la T-501 por medio de FV5402 (NV-5523) empezando nuevamente con el circuito. Un 15% de la corriente es enviado a filtración por medio de FV-5406 para limpiar la corriente de sólidos,
ácidos orgánicos y otros. La misma
corriente pasa primeramente a F-501, filtro mecánico, para remover los sólidos que pueda arrastrar la corriente de amina, al salir de este filtro pasa a F-502, filtro de carbón, este filtro tiene la función de sacar
los
productos
orgánicos
e
hidrocarburos
como
la
parafina
que
aportan a la formación de espuma en la amina. Para la preparación de amina + agua tiene que ser en una relación 50/50 para un buen rendimiento de la unidad y buena eficiencia en la absorción de CO2. TK-932/2932 almacenan agua tratada para el proceso de amina, esta agua tratada debe contener el menor porcentaje posible de O2 debido a que da origen a la formación de bicinas en la amina, el proceso que recibe el agua es llamado Osmosis inversa. Esta agua es inyectada al sistema por P-934 hacia TK-502 y cuando la concentración de amina es baja se aumenta la misma con P-505 desde el tanque TK-501 hacia el sistema. El sistema de inyección de antiespumante consiste de una pequeña bomba dosificadora
de
Antiespumante
P-507,
y
un
tambor
del
antiespumante
químico a ser bombeado directamente desde el tambor de 200 litros en el cual es suministrado. El antiespumante puede ser inyectado en la succión de las bombas P-506 A/B/C ó P-502 A/B. Un
medidor
calibrado
es
proporcionado
con
el
sistema.
La
bomba
es
provista con válvula de alivio. El sistema de drenaje del sistema se basa en un sumidero enterrado V-504, todos los equipos tienen salida hacia este sumidero. Este
sumidero
a
su
hidrocarburos
por
bombeada
P-503
por
misma
medio hacia
vez
de
presenta
rebalse,
V-940,
y
la la
una
cámara
cámara cámara
de de
de
separación
de
hidrocarburos
es
amina
es
devuelta
nuevamente al sistema por medio de P-504. Las bombas P-503 y P-504 son bombas multietapas verticales, presentan 7 etapas cada una.
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AREA 2500 PROCESO DE ENDULZAMIENTO REGENERACION DE AMINA El proceso de endulzamiento de la fase II tiene ciertas diferencias con relación a la fase I, como por ejemplo los equipos, la capacidad de procesamiento y otros. Primeramente esta planta procesa 106 MMPCD con un máximo de 5% de CO2 en la composición del gas que se va a tratar, de esa manera es que tenemos equipos de mas potencia, tamaño y capacidad. El flujo de gas que ingresa hacia la unidad de endulzamiento es el 30% de la misma, esto va de acuerdo a la cantidad de CO2 en nuestra corriente del gas de venta. La amina pobre entra a la torre T-2501 por la parte superior para tener contacto con la corriente de gas que ingresa por la parte inferior de la misma, la amina tiene la cualidad de absorber el CO2 de la corriente de gas, luego se deposita en el fondo de la torre. Esta amina se encuentra a 60°C, pasa a V-2505, tanque de flasheo, este tanque tiene la función de separar los hidrocarburos líquidos y gaseosos, La presión es controlada hacia el quemador o puede ser utilizada como gas combustible para los hornos por medio de PV-25303, debe mantener una presión de 60 psi para desplazar el fluido
para pre-calentarse en E-
2505, intercambiador de placas, el mismo calienta a la amina rica hasta 110°C debido al intercambio con la amina pobre proveniente de la torre regeneradora. La amina rica ingresa a T-2502, torre regeneradora, esta torre realiza el proceso
de
desorción
de
CO2
por
medio
de
calor
impartido
por
dos
reboilers de aceite caliente, la amina ingresa por encima del plato #3, al tener contacto con las bandejas concibe la elevación de las partículas de agua y CO2 que absorbió anteriormente. La
temperatura
a
la
que
se
regenera
es
la
de
140°C,
la
cual
es
suministrada por los reboilers E-502AB, el control de la temperatura lo realiza FV-5404 y FV-5403. Al salir de la T-2502, con 140°C y pobre en CO2, ingresa a pre enfriarse en E-2501 con la corriente de amina rica proveniente de T-2501,70°C es la temperatura al salir de este intercambiador, para luego irse a la succión de P-2501, bomba booster, la cual descarga a esta amina con 750 psi hacia los AC-2501 para que esta se enfríe de manera gradual hasta 50°C, para Roberto Carlos Casso Ramírez Training
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luego entrar a P-2506, esta descarga la amina con 1400 psi. la presión necesaria para entrar contra la corriente de gas. Una 15% de la corriente de amina es direccionada con FV-5406 hacia la filtración,
primeramente
pasa
por
F-2501
para
remover
los
sólidos
y
algunos pedazos de soldaduras que pueda arrastrar, seguidamente pasa a F2502 este filtro de carbón activado remueve materias y ácidos orgánicos como también los hidrocarburos parafínicos, y por ultimo pasa a un post filtro para cerciorarse del filtrado, esta corriente es devuelta en la succión de P-2506 para entrar al proceso nuevamente. P-2506 descarga la amina nuevamente hacia el reflujo de T-2501. La adición de agua tratada se la realiza de la misma forma, hacia V-2505 o V-2502. El sistema antiespuma es similar.
DESCRIPCION DE LOS EQUIPOS V-501/2501 SOUR GAS SCRUBBER Este separador vertical tiene la función de separar el líquido del gas agrio ya que la presencia de hidrocarburo disminuye
líquido la
con
la
amina
eficiencia
del
produce
espuma
sistema
de
endulzamiento. El líquido que se llegue a condensar es enviado a V601, y es controlado por LV-5101 con su NV-5501. Esta compuesto por un deflector de turbulencia y un extractor
de
niebla,
los
cuales
mejoraran
la
separación de líquidos, dichos líquidos son enviados a la unidad de estabilización por medio de LV-5101 (NV-5501).
T-501/2501 CONTACTOR TOWER La torre de contacto es la que realiza el endulzamiento del gas, consta de
20 platos de contacto tipo válvulas trays, la amina rica que es
depositada en la inferior de la torre después de haber tenido contacto con la corriente de gas se va hacia V-505 y es controlada por LV-5105 y NV-5503.
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Esta torre esta diseñada para procesar 2.2 MMMCD y con un máximo de 2.8% de CO2, el proceso que se realiza en esta torre es llamado absorción debido a la alta presión y baja temperatura, esta torre esta provista por un diferencial de presión el cual al elevarse indicara la formación de espuma en la unidad.
V-503/2503 SWEET GAS SCRUBBER Este depurador tiene la función de separar la corriente de gas dulce
)
del
liquido, en este caso seria la amina que es arrastrada por el gas, es enviada a V-505 por el control de LV-5102 y NV-5502. La corriente aumenta la eficiencia de separación con el demister que tiene en la parte superior.
V-505/2505 RICH AMINE FLASH TANK Este tanque tiene el mismo funcionamiento y función que los demás, el gas que genera este acumulador es controlado por PV-5303 hacia los hornos como gas combustible y al flare. El nivel de la amina es controlado por LV-5107, es ingresado en gas blanketed de igual manera a este acumulador.
T-502/2502 STRIPPER TOWER Esta torre consta de 20 platos de contacto con sus respectivas válvulas trays, el calor generado por el reboiler es el encargado para regenerar la amina, el nivel de la misma es controlado por LV-5109. El alimento entra por encima del plato superior de la torre T-502, una pequeña cantidad del alimento se vaporiza y sale por la parte superior de la torre. El líquido pasa por debajo del deflector de entrada y sigue hacia la bandeja del plato superior. El Reboiler E-502, es del tipo termosifón horizontal inundado de paso simple, en el reboiler la diferencia de densidad entre las dos fases (línea de retorno y la línea de entrada de líquido) provee la fuerza de presión que permite la circulación a través del intercambiador. En
esta
torre
ocurre
el
proceso
opuesto
a
la
absorción,
que
es
la
desorción, el cual es un proceso de alta temperatura y baja presión se lo utiliza para despojar las partículas absorbidas en el proceso anterior. Roberto Carlos Casso Ramírez Training
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AREA 800 REFRIGERACION DEL GAS NATURAL El área de refrigeración se basa en la extracción de productos licuables del gas natural mediante un proceso de baja temperatura. El proceso es la refrigeración mecánica mediante el propano, el cual presenta características termodinámicas capaces de sostener las variables requeridas y presenta una pureza del 99%. El
proceso
acondiciona
características
de
el
venta
gas
como
natural
ser
el
para
punto
las
de
rocío
exigencias y
el
y
poder
calorífico, ya que a menor cantidad de licuables, menor el punto de roció y poder calorífico. Los productos licuables obtenidos en el proceso (gasolina) que viene acompañada del glicol son enviados a su estabilización y regeneración respectiva.
DESCRIPCION DEL PROCESO El propano líquido es almacenado a una temperatura de 45°C en V-803, recibidor
de
propano,
la
corriente
de
propano
es
enviada
a
E-801,
economizador, donde se realiza un intercambio con su misma corriente de propano expandida por una válvula termo estática (TCV-838); la línea expandida (-10°C) es enviada a la succión del compresor, ya que al ser expandida se torna a un estado gaseoso. Por otro lado la línea de propano pre-enfriada (15°C), pasa por FV-8101, la cual es una válvula de expansión, y reduce la temperatura hasta -17°C para luego ser enviada a E-101, intercambiador gas/propano (chiller), en el cual ocurre un intercambio de temperatura entre estos dos últimos. En esta línea se encuentra una conexión con la fase II. El propano líquido entra con -17°C y al tener de
gas
proveniente
del
E-103
y
E-104
contacto con la corriente
(-5°C)
se
vaporiza
debido
al
intercambio de temperatura. Al salir del E-101 en estado gaseoso y caliente (2°C), el propano es dirigido hacia V-805, acumulador de propano gaseoso, la función de este ultimo es la de condensar los posibles líquidos; tanto como el propano liquido y el aceite, estos líquidos son recuperados de manera eventual en forma manual, y de esa manera evitar de que lleguen a la succión del compresor. La corriente de propano abandona el V-805 parar trasladarse a la succión de K-801, compresor de propano, este tiene la función de comprimir la Roberto Carlos Casso Ramírez Training
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corriente de propano con el motivo de utilizar esta presión como fuerza motriz y hacer circular el mismo por todo el sistema. La presión y temperatura con la que entra el propano es de 2.5 bar y 0.11 °C respectivamente. Al comprimirse el gas recibe a la vez un “calor de compresión”, que eleva la temperatura del mismo hasta 60 – 70 °C y es comprimido hasta alcanzar una presión de 14 – 15 bar de descarga. Por
otro
lado
el
sistema
de
compresión
que
constantemente
permanece
caliente debido al movimiento centrífugo de esa manera es enfriado con un sistema cerrado de aceite de lubricación. El aceite es introducido por medio de un manifold de inyección, el cual distribuye la irrigación en puntos varios del compresor. Al introducirse el aceite
al compresor es mezclado con la corriente del
propano y ambos son enviados a V-801, separador o cámara de corte, este equipo tiene la función de disociar a ambos fluidos debido al corte de estados o densidades. El aceite caliente (60°C) el cual se encuentra en la parte inferior del separador es enviado a AC-802, aeroenfriador de aceite, el cual va en el mismo
cooler
de
propano
pero
en
su
estructura
presenta
una
parte
limitante de zonas para ambos fluidos. Al salir el aceite enfriado del cooler (40°C), pasa a F-801, filtros de aceite, los cuales limpian la corriente de posibles suciedades o sólidos que pueda arrastrar en el sistema, y entran al manifold de inyección a ser repartidos dentro del compresor y empezar el circuito nuevamente. Por otro lado el propano que se encuentra en la parte superior del separador debido a su densidad y estado gaseoso es enviado por su misma presión hacia AC-801/AC-803, condensadores de propano, que en el mismo caso salen del equipo con una menor temperatura y condensado para ser almacenados en V-805 y empezar el circuito nuevamente. En la parte inferior del chiller se encuentra un equipo de recuperación de aceite, el cual se pone en servicio eventualmente, cuando se logra apreciar un buen nivel de aceite en dicho reclaimer. Este es calentado con aceite caliente, la temperatura incrementa en el mismo
desprendiendo
las
partículas
de
propano
hacia
el
sistema
y
el
aceite es bombeado hacia la succión de K-801, por medio de una bomba neumática.
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DESCRIPCION DE LOS EQUIPOS V-803 REFRIGERANT RECEIVER Este
acumulador
de
propano
líquido
es
el
encargado
de
almacenar
el
propano para su posterior proceso, se presenta con una temperatura de aprox. 45°C y una presión de 15 bares. En este mismo acumulador se imparte el propano para las dos fases. Este esta provisto con un sistema de roseadores de agua contra incendios, accionado
desde
un
punto
estratégico
de
fácil
acceso
en
caso
de
emergencia.
E-801 ECONOMIZER El economizador es un intercambiador de temperatura, el cual intercambia con su misma corriente de entrada, separada antes de entrar al mismo, la corriente que es separada pasa por una válvula expansora (TCV-828), donde la
corriente
es
consiguientemente
expandida ingresa
al
y
rebaja
bruscamente
economizador
para
su
enfriar
temperatura, de
manera
indirecta a la corriente que entra. La corriente que se enfría es dirigida hacia el chiller, por otro lado la corriente expandida es enviada hacia la succión del compresor ya que esta al ser expandida pasa al estado gaseoso.
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K-801 SCREW DRIVEN COMPRESSOR REFRIGERANT El compresor de propano es de tipo tornillo, este compresor esta diseñado para comprimir gases, consta de una parte motriz y una parte compresora. La lubricación de este compresor se la realiza con aceite, el mismo que se mezcla con el refrigerante al salir del mismo compresor y es separado en la cámara de corte. Este compresor contiene también sus sistemas y dispositivos de seguridad plegados al equipo mismo, dados con valores determinados para evitar el daño del equipo. ALARMAS SLP (suction low pressure) SHP (suction high pressure)
Alarma
Paro
0.9
0.85
11.50
DHT (discharge high temperature) DHP (discharge high pressure) SLT (separator low temperature) OHT (oil high temperature)
95
12.50 100
19.98
20.00
12.8
9.4
75
80
OLT (oil low temperature)
12.8
9.4
OLP (oil low pressure)
12.8
12.4
V-801 SHELL CHAMBER Es un separador diseñado para separar el aceite y el propano, debido
a
la
diferencia
de
densidad, envía el refrigerante comprimido hacia los coolers y por otra parte expide el aceite a su enfriamiento. Consta
de
P-801,
bomba
de
aceite, esta bomba es accionada automáticamente la
señal
de
cuando
baja
recibe
presión
del
separador. Esto quiere decir que cuando la presión sea baja y no pueda enviar al aceite a su sistema, la bomba se activara. Roberto Carlos Casso Ramírez Training
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AREA 700 UNIDAD DE ACEITE CALIENTE La unidad de aceite caliente tiene la función de brindar el calor hacia las unidades que necesitan del mismo, el intercambio de calor que se realiza
es
de
forma
indirecta
hacia
los
equipos
que
necesitan
ser
calentados. La
relación
mediante
del
flujo
válvulas
temperatura.
Estas
de
con
la
control
válvulas
temperatura de
flujo
controlan
en
que el
un
sistema
actúan
flujo
de
con
en la
aceite
cascada, señal
hacia
de los
reboilers o re-hervidores que van ubicadas en el retorno de cada equipo y puestos en las unidades de estabilización, torre regeneradora de amina, sistema de glicol, intercambiador de gas/aceite (URC) y reclaimer. Es una variable de proceso importante en lo que se refiere. El aceite térmico es ESSOTHERM 550, el cual tiene una característica termodinámica estable adecuada para el proceso, su punto de ebullición es de 600°F y el producto no tiene alto grado de toxicidad.
DESCRIPCION DEL PROCESO El tanque atmosférico TK-701 es el encargado de almacenar al aceite bajo características
atmosféricas,
cuando
se
necesite
aumentar
o
compensar
aceite al sistema se lo realiza desde este mismo tanque el cual esta conectado hacia la succión de las bombas de aceite P-701 A/B/C. El proceso da inicio en V-701, tanque de expansión de aceite caliente, este mismo tiene la función de almacenar al aceite para que parta hacia el calentamiento, el volumen de este acumulador debe ser el necesario para cuando el aceite se expanda (20% más del volumen en caliente) la temperatura con la que se almacena es de 145°C. La bomba P-701 es la que se encarga de succionar el aceite de V-701 y enviarlo a H-701, horno atmosférico, el cual tiene la labor de calentar al aceite y enviarlo a los diferentes reboilers. Una pequeña porción de la corriente de salida es separada para enviarla un filtro mecánico, F-701, el cual tiene la función de filtrar a la corriente de aceite que al pasar por el sistema puede arrastrar sólidos y traer problemas posteriores, la corriente de salida es devuelta a la línea de salida de V-701. La válvula de retorno TV-7403 es la encargada de regular la presión de las bombas de aceite y controlar el flujo de la unidad (368 m3/hr).) Roberto Carlos Casso Ramírez Training
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El aceite es llevado hacia H-701, el cual lo calienta hasta alcanzar la temperatura deseada de proceso (235°C), el flujo de aceite hacia los hornos lo controla TV-7207, luego de ser calentado este aceite es enviado a sus respectivos usuarios. Los reboilers controlan la temperatura de acuerdo al flujo de aceite que se les otorga por ejemplo: E-502 (FV-5404) controla una temperatura de 120°C con 230 m3/hr. E-601 (FV-6404) controla la temperatura de 180 °C con 50 m3/hr. E-304 (FV-3201) controla la temperatura de 115 °C con 225 m3/hr. E-201 (FV-2401) controla la temperatura de 40 °C con 60 m3/hr. La corriente de aceite tiene una entrada al reclaimer de la unidad de refrigeración, este equipo tiene la función de recuperar aceite en el sistema de propano. Existen válvulas manuales en la entrada y salida del equipo. Una vez que retornan los aceites de los reboilers, se juntan en una línea principal de regreso hacia el V-701 con 145°C, donde empiezan el circuito nuevamente.
AREA 2700 UNIDAD DE ACEITE CALIENTE El sistema de calentamiento de la fase II tiene más capacidad debido a que la Por
el
unidad de amina presenta un reboiler más que la fase II. mismo
hecho
presenta
dos
hornos
los
cuales
derivan
a
los
diferentes equipos ubicados en la fase.
DESCRIPCION DE LOS EQUIPOS V-701/2701 EXPANSION DRUM El aceite al estar bajo condiciones ambientales, tiende a expandirse en su relación a su volumen un 20%, el tanque de expansión tiene que tener la capacidad para soportar ese volumen de esparcimiento del aceite una vez que se enfríe. Este
tanque
presenta
gas
de
blanketed
por
la
parte
superior,
dicha
presión es la necesaria para desplazar el fluido de la parte inferior (45-50 psi).
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La presión excedente de este tanque es enviada al flare mediante una válvula PSV, en caso de que se presentase algún problema.
H-701/2701A/2701B HEATER Este
horno
trabaja
con
gas
combustible
generado
de
la
planta,
la
combustión la realiza atmosféricamente mediante unas entradas manuales en la entrada de gas. De la misma línea de gas principal se deriva una de gas piloto, para crear la llama principal. La llama de gas piloto es prendida mediante una bujía que esta instalada en el mismo sistema, la bujía crea la chispa y la llama del gas piloto se enciende, seguidamente se da apertura a la válvula de llama principal y se empieza a subir temperatura en el horno. El horno presenta alarmas para la seguridad del mismo, estas se activan y mandan la señal de paro. High temperature stack High temperature process Main gas failure Pilot gas failure Oil Low flow. Oil low level. Estas alarmas son para evitar problemas y daños en el equipo, por lo tanto una
alarma detectada manda el paro del horno.
E-502/2502AB, E-601/2601 y E-304/2304 REBOILERS Estos son intercambiadores del tipo termosifón, presentan un sistema de tubo y coraza, el flujo de aceite entra por el tubo y el fluido a ser calentado ingresa por la coraza. El calentamiento se lo realiza de manera indirecta, la diferencia de densidades presión
entre
necesaria
la
entrada
para
poder
y
la
salida
desplazar
el
del
mismo
fluido
aceite
calentado
genera
la
hacia
la
torre.
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AREA 900 UTILIDADES En esta área se encuentran los servicios de utilidades de la planta, los cuales son muy importantes tanto en el proceso como en el consumo de las mismas personas. En esta área se pueden indicar las siguientes utilidades: Sistema de agua contra incendio. Sistema de agua de fresca. Sistema de agua tratada. Sistema de agua potable. Sistema de aire de instrumentación. Sistema de aire de servicio. Sistema de aire de arranque. Sistema de energía eléctrica. Sistema de gas combustible. Recuperación de hidrocarburos. Tratamiento e inyección de agua. Sistema de adición de diesel. Sistema de adición de glicol. Sistema de carga de propano. Sistema de alivio.
SISTEMA DE AGUA CONTRA INCENDIO.- El sistema de agua contra incendio parte de la siguiente forma: Esta conformado por un tanque de 1141 m3 (TK-920), dos bombas de motor eléctrico a diesel (P-920 y P-2920) que desplazan 180 m3/hr. y trabajan con 150 psi de descarga, dos bombas eléctricas jockey (P-921) que son las encargadas de mantener presurizada la línea. La línea es distribuida por toda la planta hacia los monitores (20) e hidrantes (6). Roberto Carlos Casso Ramírez Training
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DESCRIPCION DEL PROCESO El agua se suministra de una quebrada,
por efecto gravitacional el agua
desciende hacia un reservorio ubicado en la parte norte de la planta, el reservorio almacena 600 m3, sus dimensiones son de 20*20*1.5. Este
reservorio
recibe
una
dosificación
de
hipoclorito
de
sodio
(lavandina) eventualmente para mantener el agua limpia. A la misma vez existe una válvula para enviar este flujo al TK-920, tanque de agua contra incendios, este tanque atmosférico almacena 1141 m3,
la
P-920
y
P-2920
son
las
encargadas
de
succionar
esta
agua
y
enviarla al sistema contra incendios. Por encima de TK-920 esta TK-935, es un tanque suministra agua potable para el consumo de las personas. SISTEMA DE AGUA DE FRESCA.- El sistema de agua de servicio es utilizado tanto en planta como en las áreas administrativas, el agua fresca es proveniente de la quebrada al igual que el sistema contra incendios, por efecto gravitacional el agua desciende hacia TK-930 (34 m3). Dicho nivel de agua fresca es enviado mediante las bombas de dicho tanque (P-930) para procesarlas ya sea potablemente u osmóticamente. SISTEMA DE AGUA POTABLE.- El sistema de agua potable es suministrado por las bombas P-930, bombas de agua fresca, previo el ingreso al tanque TK934, tanque de agua potable, se dosifica una dosis de cloro de 3ppm/100 lts. de agua. El agua es acumulada y enviada a los sistemas de agua potable de la planta. SISTEMA DE AGUA TRATADA.- De la misma línea
de agua fresca se separa una
corriente que recibe un proceso de purificación y una separación osmótica mediante unas membranas de osmosis. El agua tratada es utilizada en la planta para la unidad endulzadota, ya que la amina trabaja en solución con agua. El agua tratada tiene que tener poca presencia de oxigeno, ya que el oxigeno al tener contacto con la amina tiende a formar bicina. Luego de recibir el proceso de osmosis, la corriente
es dosificada con
secuestrante de O2, y acumulada en TK-932 y TK-2932 (tanques de agua tratada). Este tanque a su vez recibe una inyección de nitrógeno para evitar el contacto de la atmósfera con el agua y aminorar la presencia de O2.
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OSMOSIS INVERSA.-Es el proceso químico de separación de una corriente acuosa salina/ no salina. Primeramente la corriente de agua es clorinizada con una dosificación de 0.5 ml/100 lts. de agua. Llega a almacenarse en un acumulador que tiene un tiempo de residencia necesario para mezclar bien el agua dosificada, al salir del acumulador pasa por unos filtros de carbón, los cuales tienen la función de remover los restos de cloro excedentes inyectados anteriormente en la corriente de gas y también las posibles bacterias. Entran a los ablandadores luego de salir del filtro, la función de estos ablandadores es la
de remover los carbonatos de magnesio y de calcio
mediante unas resinas. El efecto de filtrado y ablandamiento hace que el flujo de agua se frene un poco y para entrar hacia el siguiente equipo necesita presión, es por eso que se envía hacia la succión de dos bombas centrifugas las cuales imparten la presión necesaria para esta corriente. Al entrar el agua hacia las membranas osmóticas realiza una separación de la corriente de acuerdo a sus concentraciones salinas. La corriente de agua salada es descartada hacia un drenaje abierto, la corriente de agua menos salada es almacenada en TK-932, la cual se la utiliza para el proceso de mina. SISTEMA
DE
AIRE
DE
INSTRUMENTACION.-
El
sistema
de
aire
de
instrumentación es suministrado por K-900ª, K-900B y K-2900 (compresores de aire). Estos
compresores
son
de
tipo
tornillo
que
absorben
el
aire
de
la
atmósfera y lo comprimen hasta aprox. 6.4 bar. La presión necesaria para los instrumentos de la planta. Una
vez
comprimido
el
aire
es
enviado
a
D-900A,
D-900B
y
D-2900
(secadores de aire) para evitar la condensación de algún líquido en la línea, luego pasan por V-900, V-2900 y V-2901 (acumuladores o pulmones de aire de instrumentación de ambas fases), los cuales tienen la función de almacenar el aire comprimido en caso de falta del mismo. Al salir de los pulmones son enviados hacia los instrumentos de control y seguridad
los
cuales
tienen
un
convertidor
de
presión
a
energía
eléctrica. En la misma válvula existe una pequeña válvula reguladora de presión para calibrar la presión necesaria para el instrumento (20 psi).
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La misma presión de aire es implementada para los paneles de control, esto para evitar la humedad en el panel. Una corriente de aire de instrumentación es dirigida hacia el flare, se la utiliza una vez que se realiza el barrido del mismo. De igual manera el aire de estos compresores va hacia unos filtros para la mezcla estequiométrica de gas y aire en los generadores. SISTEMA DE AIRE DE SERVICIO.- El aire de servicio es aire comprimido por el mismo compresor de aire de instrumentación, el pulmón de aire de servicio para las dos áreas es V-902. El cual tiene el mismo trabajo que de los otros acumuladores. El aire de servicio es utilizado para realizar trabajos en la planta, como por ejemplo accionar bombas neumáticas portátiles y otros. Las líneas del mismo se encuentran distribuidas por toda la planta. AIRE DE ARRANQUE.- El aire de arranque tiene la función de dar energía a algunos equipos cuyo sistema de encendido es basado en el movimiento de rotor dentado accionado por aire (cremallera) tales como los compresores y generadores. Esta presión del aire de arranque es suministrada por K-902A, K-902B y K2902, que son compresores de aire de menor capacidad y su presión de descarga es de aproximadamente 10 bar. Los compresores de aire se accionan automáticamente cuando existe un diferencial de presión menor de 10 bar. Tienen sus pulmones de almacenaje, para evitar la falta del mismo una vez que se necesite, V-2905 y V-2906, V-903 y V-2903 respectivamente. El aire de arranque es principalmente para los compresores de reciclo, propano, como también para los generadores cuyo sistema de arranque es por medio del rotor.
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SISTEMA DE ADICION DE DIESEL.- El tanque de acumulación de diesel, TK970, es llenado periódicamente con diesel para suministrar energía en ciertos equipos que no son habituales a usar y que no tienen que depender de los servicios de la planta para poder funcionar en caso de emergencia. El generador GN-003 y las bombas contra incendios P-920 y P-2920, que solo se los arrancan en casos excepcionales. La succión de la bomba P-970, bomba de transferencia de diesel, es la encargada de transportar el diesel a estos dos puntos. SISTEMA
DE
ADICION
DE
GLICOL.-
El
sistema
de
adición
de
glicol
se
ejecuta cuando en el proceso existe alguna perdida de nivel, la cual afecta a los parámetros del mismo. El
tanque
de
almacenamiento
de
glicol
es
TK-950
el
cual
tiene
una
capacidad de 23 m3, y su bomba de transferencia es P-950. El fluido es dirigido hacia ambas fases. SISTEMA DE CARGA DE PROPANO.El sistema de carga de propano se realiza una vez que el propano del sistema
es
insuficiente
para
mantener
las
variables
y
parámetros
necesarios de proceso. Primeramente la carga se la realiza con una bomba centrifuga P-956, la cual descarga hacia V-803, esta línea de descarga presenta una válvula PSV en caso de presurización. El propano es transportado hasta la planta en un cisterna el cual acopla su manguera de descarga hacia la succión de dicha bomba. No es necesario parar el proceso una vez que se quiera añadir propano al sistema. RECUPERACION recuperación
API, API
TRATAMIENTO esta
basado
e en
INYECCION la
DE
diferencia
AGUA.de
El
área
de
de
los
densidades
productos a almacenar. Existen tres tipos de drenaje en la planta: Drenaje abierto y pluvial se llegan a X-2000, cámara de acumulación, la cual por efecto de rebalse pasa a X-980, cámara de separación API. El drenaje cerrado es enviado directamente a V-940, sumidero de drenaje, y juntado con los dos anteriores, por otra parte, el agua separada de los separadores de entrada envía el agua a V-940. V-940
es
el
acumulador
de
estos
fluidos
provenientes
de
distintos
equipos, los cuales reciben un proceso de separación emprendiendo de este.
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La cámara API esta dividida en cuatro secciones, la primera parte es la sección donde se descarga el agua desde el tanque (TK-904 y TK-2904), en esta cámara se separan el hidrocarburo con el agua por gravedad, como el agua tiene una mayor densidad se ubica en la parte inferior de la cámara, mientras los hidrocarburos que tiente una menor densidad se ubican en la parte bombas
superior
de
(P-981A/B
almacenaje
de
la y
cámara
para
P-2981A/B)
condensado,
el
después
para agua
ser es
ser
extraídos
enviados
transferida
hasta por
mediante el
las
tanque
gravedad
a
de la
segunda cámara donde se pueden separar las impurezas que todavía hubiesen pasado en el agua y que se pudieran acumular en su superficie como ser espumas u otros, el agua aun es transferido a otra cámara donde se almacena hasta un cierta cantidad para ser extraído y enviado mediante las bombas (P-982A/B, P-2982A/B) hacia el flotador para su respectivo tratamiento y posterior inyección a los pozos inyectores de agua (SAL-6, SAL-3, SAL-7). El proceso y dosificación del agua es para eliminar las bacterias que le dan un mal olor y un mal aspecto al agua. El agua extraída de los pozos presenta una serie de bacterias, en las cuales se destacan las bacterias aeróbicas y sulforeductoras. Las bacterias aeróbicas son las encargadas de darle un mal olor y aspecto al agua, estas son alimentadas con oxigeno. Las bacterias sulforeductoras y
desechan
azufre,
los
son esas bacterias que dilapidan el hierro
dos
a
la
misma
vez
son
agentes
de
suma
corrosividad en las líneas.
DESCRIPCION DEL PROCESO Primeramente el líquido es almacenado en este acumulador con el motivo de enviar un flujo uniforme hacia el sistema controlando con LV-9105, en caso de sobre presurización del equipo esta equipado con una válvula PSV hacia el flare. El flujo pasa hacia X-980, cámara de separación API, donde el fluido de mayor densidad (agua) se acumula en el fondo de la misma, pasando hacia una segunda cámara de menor altura con respecto a la superficie. En esta parte se recupera hidrocarburo hacia los tanques de almacenamiento con la P-981 A/B, bombas neumáticas. Por otro lado el agua pasa hacia una tercera cámara, donde se corrobora el trabajo de las anteriores cámaras.
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Una vez separada el agua de los demás fluidos esta es traspasada por rebalse hacia X-981, cámara de agua, esta presenta bombas centrifugas (P982) que se accionan con la señal de alto nivel de la propia. Estas bombas transfieren el agua hacia ABM-2000, unidad de flotación, esta unidad de flotación tiene la función de separar los sólidos en suspensión y algunas impurezas del agua. Gracias
a
la
dosificación
de
EMBEACK
floculante
CDM2855,
el
cual
se
inyecta en la línea de descarga de P-982, los sólidos se mantienen en suspensión en la unidad. El
ABM-2000
es
un
separador
ciclónico,
separa
mediante
hidrociclones
generados por dos bombas centrifugas de motor eléctrico, en la parte inferior del separador, en la misma parte hay un tubo eyector de presión, crea una presión negativa de succión, esta combinación es la encargada de generar los ciclones. Esta unidad de flotación trabaja en dos formas el sistema RUN y SKIM, en la
forma
RUN
hidrociclones
es
el
proceso
produciendo
cuando
una
el
agua
dispersión
entra
de
las
compresión
partículas
a
los
formando
burbujas inducidas por el gas, esto hace que las partículas sólidas se coagulen. El
sistema
flotación
SKIM, hacia
es el
el
proceso
recipiente
de de
eliminación lodo
MUD
de
POT
toda para
la su
celda
de
posterior
tratamiento, el agua tratada es almacenada en el tanque (V-2990) Gracias al floculante y a los hidrociclones, los sólidos permanecen en suspensión en la parte superior y por rebalse salen del mismo hacia un acumulador
de
lodo
(mud
pot),
el
cual
los
decanta
hacia
un
drenaje
abierto. Estos sólidos son enviados a un laboratorio (BOLLAND) para recibir su “control de sólidos” respectivo. Por otra parte, el agua se disuelve por el medio del separador hacia V2990,
acumuladora
de
agua,
en
el
mismo
recibe
una
dosificación
de
secuestrante de O2, para evitar la presencia de O2 en el agua y así evitar la alimentación de las bacterias aeróbicas. Una
vez
alcanzado
el
nivel
elevado
en
dicho
acumulador,
se
activan
automáticamente por alto nivel P-2956, bombas de transferencia de agua, las P-2956 son las encargadas de llevar el agua a TK-601A.
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Semanalmente, se dosifica bactericida BX-836 o BX-500 hacia la línea
de
descarga de esta bomba para evitar la proliferación de bacterias en el tanque, la elección de estos está de acuerdo al volumen que se desplaza. Ya acumulada esta agua en el tanque, pasa a ser succionada por las bombas booster
P-2984,
las
cuales
tienen
la
función
de
crear
una
presión
suficiente de descarga para P-2983, bomba de inyección de agua. En la descarga de P-2984 se dosifica un emulsificante – oxidante BX-225, el cual tiene la función de atrapar a las bacterias que fueron adjuntadas por el bactericida (oxido) y emulsificarlo La dosificación lo realiza una bomba eléctrica que inyecta 12 Lts/dia, por inyecciones de 15 min. y paros de 45 min. Datos de preparación para tratamiento de agua de inyección al pozo: Prepara solución de floculantes al 25%, es decir si se utiliza 150Lts de agua agregar 50Lts de floculante. El caudal de inyección de floculante debe ser de 14ml/min. para un caudal de agua de 10m3. La inyección de biocida sea determinado una ves por semana de 240ml/min. durante una hora. La corriente descargada de esta bomba pasa por unos filtros de limpieza F-2985 para poder filtrar a los posibles sólidos que pueda arrastrar. Al salir de los filtros llega con una suficiente presión de succión hacia P-2983, bombas de inyección de agua. P-2983 es una bomba reciprocante triplex que trabaja con una presión de descarga de 1500 psi, la presión suficiente para poder inyectar el agua a los
pozos,
y
para
descargar
esta
presión
necesita
cierta
presión
de
succión, que no es cedida por el NSPH desde el tanque, es por eso que se utiliza a P-2984 como un impulsador (booster) para poder desplazar al agua a la presión adquirida. Para controlar la presión de la bomba de inyección existe FV-2953,
que
es una válvula de retorno hacia el tanque.
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SISTEMA DE GAS COMBUSTIBLE.- El gas que se toma para utilidades en la planta es tomado aguas arriba de la placa orificio del gas de venta. Este gas separado es aproximadamente un 20% de la producción total (de acuerdo a nominación). El consumo total de gas es impredecible debido a que algunos días los equipos consumen mas o menos de lo debido, pero se puede decir que el consumo por los equipos es de 2554 MCD. Este gas es acondicionado para los equipos que necesitan del mismo para funcionar, y presenta su válvula de seguridad NV-1513 en caso de alta presión. Primeramente
este
gas
es
precalentado
mediante
un
intercambiador
termoeléctrico (E-904) en el caso de la fase II son intercambiadores por medio de aceite caliente, el cual utiliza resistencia eléctrica a 65°C para
calentar
a
la
corriente
de
gas,
es
aproximadamente
10°C
la
temperatura del gas de venta y es calentado hasta 45°C al salir del intercambiador,
posteriormente
recibe
una
expansión
al
pasar
por
FV-
9301AB haciendo que la temperatura rebaje hasta 35°C y con una presión de 180 psi, desde aquí una línea es separada hacia los hornos de aceite caliente, en caso de alguna urgencia se tiene FV-9301C que alivia al flare. Previa entrada hacia el horno, este gas es filtrado en F-901, para evitar la presencia de líquido en el mismo. En dicho filtro se puede realizar una conexión entre el gas combustible de la Fase I con el de la Fase II, en caso de emergencia. Este gas pasa por FV-7404, válvula
controladora de flujo, tiene la
función de controlar el flujo hacia el horno, seguidamente una válvula fisher* acondiciona la presión aguas debajo de la misma hasta 40 psi, dicha presión es la requerida para el gas principal en el quemador. De la misma línea de gas principal, se disocia una línea para el gas piloto,
la presión del mismo es controlada por una fisher hasta 11 psi.
Por su parte la línea de gas combustible sigue su trayecto hacia llegar a condensate pot, el cual es un punto de coalescencia, esto es para evitar la presencia de líquidos hacia los equipos respectivos. Saliendo del condensate pot salen dos líneas de gas dirigidas hacia los generadores y hacia los acumuladores, tanques, gas de blanketing y para los combustible que utilizan los compresores de reciclo y compresor de refrigerante.
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El gas de blanketed se inyecta a los acumuladores o tanques estáticos para evitar el contacto con la atmósfera y formar mezclas explosivas o contaminantes
en
el
caso
de
la
amina,
también
es
para
mantener
presurizado al mismo. Por ejemplo se inyecta gas de blanketing a los sumideros del área de endulzamiento (V-504) y del área del glicol (V-302) respectivamente como también al TK-501 y TK-932. El gas inyectado a los tanques de flasheo tiene la función de generar la presión
suficiente
para
desplazar
al
líquido
por
la
parte
inferior,
aproximadamente es 50 psi en los tanques de flasheo de las siguientes unidades: amina, glicol y aceite caliente. El gas para los compresores de reciclo es para el motor alternativo, ya que este trabajo con gas. El
compresor
de
refrigerante
es
un
poco
mas
sensible
al
hablar
de
combustible, es por eso que es el gas es filtrado en F-802 antes de entrar al mismo. Otra línea es dirigida hacia el flare para el respectivo gas piloto del mismo y hacia un rotametro ubicado en manifold de colección. Los rotametros se encargan contabilizar y de mantener un flujo positivo en el flare. En
caso
de
emergencia
se
puede
conectar
una
línea
proveniente
del
gasoducto, esta línea se conecta aguas debajo de la válvula NV-1513. Después de pasar por una serie de instrumentos desde su salida de la línea del gasoducto y una ves que haya alcanzado la presión requerida para el combustible de los moto generadores, motocompresores de propano y motocompresores
de
reciclo
y
para
el
horno
calentador
de
aceite
y
colchones de gas en diferentes áreas de procesos, se divide en diferentes líneas para llegar a su objetivo tanto en la fase I y en la fase II, o bien también puede pasar desde la fase II hacia la fase I.
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GENERACION DE ELECTRICA.El sistema de generación eléctrica se resume en la siguiente:
Los
•
Cuatro generadores.
•
Un generador de emergencia.
•
UPS. (Uninterrupted Power Supply). generadores
se
encuentran
en
la
sala
de
maquinas,
en
esta
área
existen un botón de paro de planta y sensores de humo y gas. Machine
Control
Center
(MCC).-
Es
el
lugar
de
donde
se
comanda
los
generadores a través del GCP y el PSCP, también es el lugar donde se concentra todo y están todos los breakers de los equipos eléctricos. Power Station Control Panel (PSCP). - Es un panel que controla
a los
generadores de acuerdo a la demanda, esta programado con una lógica que mantiene en servicio tres generadores y uno en reserva automática, si el porcentaje de carga es mayor al 80%, arrancara un cuarto generador, pero si la carga es menor al 40% sacara fuera de servicio un generador en forma automática. Uninterrupted Power Supply (UPS).- Esta unidad se encarga de almacenar energía suficientemente como para proporcionar durante 6 hrs hacia la sala de control de maquinas y dar una iluminación a través de los faroles de emergencia instalados en los puntos mas principales que sean considerado, tienen una tensión de salida de 360Vdc, 405Vdctensión de flote 414Vdc tensión
de
ecualización
de
esta
unidad,
esto
se
activara
cuando
los
generadores mas el generador de emergencia hayan sufrido un desperfecto, durante este lapso de tiempo se debe agotar todo el alcance necesario para solucionar este problema. La generación eléctrica la realizan los generadores MG-001, MG-002, MG2004, MG-2005 los cuales generan energía por medio de una bobina la cual va inducida a la conexión del motor a gas. El consumo de la planta esta de acuerdo a los equipos eléctricos que se tengan en línea, generalmente se tiene tres generadores compartiendo la carga de toda la planta, de esa manera no se esfuerza a los mismos usando su capacidad total. Un
cuarto
generador
es
dejado
en
modo
auxiliar
por
si
pasa
algún
problema, una vez que se paren los generadores este automáticamente se pondrá en línea. En caso de un paro total se tiene a MG-003, generador de emergencia, el cual funciona a diesel y respalda la energía suficiente, una vez que se paren los demás. Roberto Carlos Casso Ramírez Training
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La capacidad total de generación de cada uno es de 1525 Kw. y un máximo de 800 RPM. La capacidad de MG-003 es de 324 Kw. Y un máximo de 1200 RPM. SISTEMA DE ALIVIO.- El sistema de alivio esta conformado por una línea primaria construida de acero inoxidable que es alimentada por todos los equipos mediante válvulas PSV´s, y rotametros. Esta línea nos conduce hacia V-910/V2910, Flare knock out drum, este tiene la función de separar al posible líquido que arrastre la línea, este
líquido
es
controlado
por
LV-9110,
envía
el
mismo
al
drenaje
cerrado. También presenta switch de alto y bajo nivel los cuales dan la alarma de paro de planta. El gas por su parte es enviado a FL-910, flare o mechurrio de quemado, este gas llega a quemarse desprendiendo el excedente como el monóxido de carbono y oxigeno con menos intensidad. El flare tiene la función de crear un escapatoria al gas una vez este se presuriza la planta y de esa manera no permita la protege al personal y de los equipos.
*El funcionamiento de la válvula fisher se basa en un diafragma calibrado con una presión de salida constante.
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PROTECCION CATODICA Se
denomina
corrosión
a
la
degradación
del
material
a
través
de
la
interacción con el ambiente, por el motivo de que este siempre busca el estado de menor energía como oxido u otro componente debido a que son termodinámicamente inestables. Los metales se convierten al oxido con menor estado de energía provocando la corrosión. La
corrosión
envuelve
a
la
eliminación
electrones
utilizando
estos
electrones para otro uso (oxidación) provocando una reacción de reducción o reacción anódica, el proceso de reducción es contrarrestada con la reacción catódica. Una depende de la otra para que suceda la corrosión, haciendo una pérdida del metal real pero la reducción debe estar presente para consumir los electrones liberados en el proceso, manteniendo una carga neutral. CELDA DE CORROSION DIFERENCIAL.1. - Ánodo. 2. - Cátodo. 3. - Conductor eléctrico (tubería. 4. - Electrodo de referencia. Utilizando un voltímetro podemos medir el voltaje del metal interfase colocado en un electrolito (terreno), el voltímetro mide la diferencia de voltaje de los dos metales (tubería y electrodo). El electrodo es una serie galvanica, combinada por dos metales en la mayoría de los casos. Cuando dos metales están eléctricamente colocados a un mismo terreno el más negativo llega a ser el ánodo (celda de corrosión) y el más positivo llega a ser el cátodo (cátodo de celda). Figura esquemática de la medición del potencial
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CUPONES DE CORROSION Existen sistemas de medición de corrosión o desgaste de la tubería por medio del efecto de perdida de electrones para bajas y altas presiones. Las pruebas se basan en la perdida de peso, estiman cuantitativamente la rata de corrosión, así como el tipo de evidencia del tipo de corrosión que ocurre en el ambiente del proceso. Para tener datos reproducibles, los cupones seleccionados deben tener un tamaño uniforme, área de superficie y acabado de superficie. Estos
cupones
tienen
que
ser
fabricados
de
una
aleación
similar
al
material de la tubería o del material en interés. TIPOS DE CUPONES.Cupones
tipo
lamina.-
Están
disponibles
en
distintos
tamaños,
poseen
agujeros adjuntados al porta cupón de la lamina. Estos son suplidos por aisladores de nylon por pares y necesitan ser orientados paralelamente a la dirección del flujo. Cupones de disco plano.- Estos son generalmente usados por porta cupones que llevan el nivel del cupón a la tubería o equipo. Estos tienen un hueco biselado que permite el montaje de un tornillo de cabeza plana. Son generalmente utilizados en aplicaciones donde los equipos de limpieza de
pozos
(pig)
requieren
la
remoción
de
cupones
intrusivos
antes
de
iniciar el proceso o donde el brote de agua en tuberías horizontales provoca la corrosión. Cupones perforados para incrustación.- Estos cupones rectangulares poseen una serie de hoyos de diferentes tamaños, y son usados para determinar la presencia de incrustación. La confiabilidad de esta tendencia puede ser determinada
por
la
perforación
de
mayor
tamaño
que
ha
acumulador
incrustación. » Todos los cupones están identificados con números secuenciales. » Están hechos de aleaciones especiales las cuales van indicadas en las placas de identificación. » Los cupones son empacados individualmente de una bolsa inhibidora de corrosión de vapor. » Los cupones suplidos son acompañados con un reporte de control de calidad. » Los aisladores de nylon son montados en los cupones.
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DCS y ESD DISTRIBUITED CONTROL SYSTEM EMERGENCY SHUT DOWN El sistema de control distribuido es la interacción del hombre con la maquina para poder controlar los parámetros de proceso. El monitoreo y control de los pozos y la Planta es realizado por el operador de la Sala de Control a través de los diferentes despliegues del proceso en las pantallas del sistema del DCS, donde los instrumentos de Planta
y
Campo
proveen
indicación
y
activan
alarmas
de
presión,
temperatura, flujos, niveles altos y bajos para alertar al operador de la Sala de Control para cualquier condición anormal dentro del proceso. Hay instrumentos que activan señales de alta y baja presión y niveles que cierran las válvulas de seguridad de los equipos para proteger el resto de los sistemas de la Planta. En la pantalla de DCS se puede apreciar un resumen de toda la planta por medio de pestañas indicando lo siguiente: FASE I/ FASE II: AREAS PROCESO: 2/100a = Sistema Separación y Salida Gas venta 2/100b = Recuperación Líquidos y Refrigeración 2/300 = Sistema de Regeneración de Glicol 2/400 = Sistema Slug Catcher Fase I y Fase II 2/500a = Sistema de Endulzamiento del Gas 2/500b = Sistema de Regeneración de Amina 2/600a = Sistema Estabilización de Condensado 2/600b = Sistema de Compresión de Gas de Baja, Almacenamiento y Bombeo de Condensado 700 = Sistema Aceite Caliente 800 = Sistema de Compresores de Propano AREAS POZOS: WELLHEADS 9 Cabezal de pozo. 9 Inyección de químicos. 9 Acondicionamiento de gas combustible. 10 Cabezal de pozo. 10 Inyección de químicos. 10 Acondicionamiento de gas combustible. 11 Cabezal de pozo. Roberto Carlos Casso Ramírez Training
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11 Inyección de químicos. 11 Acondicionamiento de gas combustible. 12 Cabezal de pozo. 12 Inyección de químicos. 12 Acondicionamiento de gas combustible. 13 Cabezal de pozo. 13 Inyección de químicos. 13 Acondicionamiento de gas combustible. 14 Cabezal de pozo. 14 Inyección de químicos. 14 Acondicionamiento de gas combustible. UTILIDADES 900 Aire de instrumentación. 901 Aire de arranque. 906 Gas combustible. 910 Gas de alivio – Flare. 920 Sistema contra incendios. 922 Sistema de detección de gas y humo. 930 Sistema de agua fresca. 932 Sistema de agua tratada. 934 Sistema de agua potable. 940 Sistema de drenaje cerrado. 950 Almacenaje y adición de glicol. 970 Almacenaje y adición de diesel. 980 Separador por gravedad API. 999 Carga de propano. MCC Switchgear Carga a generadores y consumo eléctrico.
La lógica sobre el control esta basada en la señal 4 – 20 mV. enviada Desde un protocolo CONTROLNET para PLC (Programable logic controller) hacia un servidor (PLXA, PLXB).
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PROCESADORES REDUNDANTES DE SISTEMAS DCS Y ESD PROCESS LOGIX
Ethernet es un sistema de la red de comunicaciones posiblemente el mas popular de la red de área local LAN, utiliza un medio de comunicación entre el servidor y el operador.
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Los datos son adjuntados en un colector de datos lógicos, empleado por el operador de sala. Se
basa
en
la
señal
enviada
desde
un
RAC
que
contienen
tarjetas
ensambladas a transmisores dispersados por toda la planta, esta señal es captada por el PLC5, una vez reconocida la señal es enviada a Process Logic
Controller
para
impartirle
una
solución
lógica
al
problema
minimizando los posibles riesgos del mismo. La señal es captada por el usuario PLXA o PLXB para poder resolver el problema. En resumen se tiene de la siguiente forma:
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PROCEDIMIENTOS DE PRECOMISIONADO
DE LA PLANTA
Los procedimientos de pre - comisionado son efectuados o realizados para crear un método general de seguimiento. Entre los más importantes tenemos: PARO
NORMAL
DE
PLANTA.-
El
paro
de
planta
se
lo
realiza
de
forma
organizada y con un tiempo previo para realizarlo, por cualquier motivo que tenga el mismo. Primeramente
el
operador
de
DCS
tiene
que
ir
bajando
la
carga
gradualmente hacia la planta para poder realizar el paro programado de las distintas áreas. Cuando la presión de la planta descienda hasta un 40% de su carga, ir controlando con PV-1304B hacia el flare
en el caso del separador de
prueba,
aguas
PV-1311A/B
controlan
la
presión
arriba
de
la
planta
juntamente con PV-1306. Una vez que se vaya rebajando a consideración la carga, ir bajando la carga al compresor de propano para evitar congelamiento debido a la poca presencia de gas en el chiller. Seguidamente se procede a parar el compresor de acuerdo a
procedimiento
del mismo. A la misma vez y cerrando de a poco la inyección de glicol a sus usuarios hasta parar por completo, si el paro va a ser de largo periodo, entonces se
tiene
que
dejar
recirculando
reduciendo
la
temperatura
del
mismo
alrededor de 60°C, seguidamente parar la unidad. Si el paro es prolongado, recircular hasta que se crea que se encuentra deshidratado y seguidamente parar la unidad. La carga hacia la unidad de amina tiene que ser controlada por FV1405/21405; abriendo la misma poco a poco hasta lograr restringir el ingreso a la misma. Recircular disminuyendo la temperatura hasta 60°C y seguidamente parar la unidad. Si el paro es prolongado recircular manteniendo la unidad caliente pro cierto tiempo, una vez se tenga regenerada la amina, parar la unidad. Cuando se tenga alrededor de 60 mmpc como carga, parar el compresor de reciclo según procedimiento. Cuando se tenga la carga mínima a la planta, restringir la entrada de gas a los separadores tanto de grupo como de prueba. Una vez parada la planta, determinar el tiempo de paro, si el paro es de largo plazo despresurizar la misma, si el paro es de un término corto Roberto Carlos Casso Ramírez Training
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mantener presurizada la planta y mantenerlo así hasta arrancar la planta nuevamente. PARO DE EMERGENCIA.-En el paro de emergencia pasa lo siguiente: Se cierra NV-1501 y no permite la entrada de gas hacia V-102. Se cierra NV-1505 y no permite la entrada de gas hacia V-101. Se cierra NV-1502 y no permite la entrada de gas hacia la URC. Se cierra NV-1507 y no permite la salida de condensado de V-101. Se cierra NV-1506 y no permite la salida de agua de V-101. Se cierra NV-1504 y no permite la salida de condensado de V-102. Se cierra NV-1503 y no permite la salida de agua de V-102. Se cierra NV-1513 y no permite la entrada de gas combustible hacia la planta. Se cierra NV-1509 y no permite la salida de líquido de V-103. Se cierra NV-1508 y no permite la salida del gas a venta. Seguidamente se paran los equipos eléctricos y se cierran los pozos. ARRANQUE
DE
PLANTA.-
Una
vez
que
la
planta
se
encuentra
parada
y
presurizada realizar los siguientes pasos. Revisar que los instrumentos y equipos estén en su funcionamiento normal y resetear los ESD de toda la planta. Tener listas parar recibir la carga de gas las unidades de glicol y amina, tener a la unidad de refrigeración lista parar arrancar. El sistema de aceite caliente tiene que estar recirculando una vez que se decida meter carga a la planta. Cuando se tenga una buena carga a la misma arrancar el compresor de reciclo y tener preparada la unidad de estabilización. Ir aumentando gradualmente la apertura del choke de los pozos, hasta tener estabilizada la planta. LIMPIEZA.-La limpieza de la planta previa a su arranque se refiere al retiro de las herramientas, soldaduras y cualquier tipo de residuo que pueda
crear
taponamientos
posteriores
en
equipos
como
los
y
las
intercambiadores o falla de instrumentos. Las líneas deben ser limpiadas y secadas con aire comprimido. VERIFICACIÓN.-
Terminada
las
interconexiones
eléctricas
e
instalaciones
instrumentos
a
mecánicas los
controles,
deben
revisarse los sistemas y corregir todas las deficiencias. Todos los ítems están instalados, y las conexiones son de la capacidad y rango de presión apropiados. Las válvulas están instaladas con dirección de flujo correcta. Las etiquetas de identificación de las válvulas de
Roberto Carlos Casso Ramírez Training
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alivio estén correctas La operación y carrera de las válvulas manuales sea libre. Las abrazaderas y amarres temporales han sido removidos. Verificar que todos los elementos de filtros están instalados. Sacar
estos
elementos
de
todos
los
filtros.
Estos
elementos
serán
instalados después de la limpieza. Luego de limpiar las líneas con aire comprimido, presurizar el sistema de (7 a 10 psig). Revisar pérdidas en bridas y conexiones con solución de jabón (espuma) u otro medio de detección de fugas. Corregir todas las pérdidas. Colocar el lubricante a bombas, compresores, y motores. Verificar el suministro de energía eléctrica a los motores. Verificar instrumentos y controles: •
Rangos
e
instalación
correcta
de
los
manómetros
de
presión
y
termómetros. • Instalación correcta de placas de orificio y las termocuplas. •
Establecer
el
suministro
de
aire
de
instrumentos
a
las
unidades
correspondientes. • Comisionar todos los lazos de control y verificar la acción apropiada del
controlador,
las
calibraciones
y
la
carrera
de
las
válvulas
de
control. • Verificar las alarmas, sistema de ESD, instrumentos del ESD y las acciones de válvulas e instrumentos de ESD. Remover todos los residuos de construcción, andamios y otros del área de la unidad. PURGA.-
Antes
purgado
con
de un
introducir gas
inerte
el
gas
para
al
evitar
sistema, la
el
oxígeno
formación
de
debe
una
ser
mezcla
explosiva. Purgar el sistema con gas nitrógeno hasta reducir el contenido de oxígeno en líneas y equipos a menos del 1%. La purga se realiza presurizando lentamente el sistema a 25-30 psig y luego
venteando
hasta
1.4
psig;
después
de
realizar
tres
veces
ésta
operación verificar el contenido de oxígeno, si es mayor que 1% continuar presurizando y purgando el sistema hasta que el contenido de oxigeno de la purga sea menor que el 1%. A éste punto la unidad está lista para arrancar y operar.
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SMS SEGURIDAD, SALUD Y MEDIO AMBIENTE NORMAS AMBIENTALES La
seguridad
industrial
es
uno
de
los
aspectos
importantes
en
la
industria, la seguridad en la planta esta basada en la protección tanto del personal como de los equipos. Se dispone de dos bombas contra incendio y una bomba jockey, una red de agua contra incendio a la cual se han conectado monitores hidrantes, se tienen instalados equipos (mangueras, extintores) en todas las áreas de proceso de tal forma de alcanzar las condiciones de seguridad requeridas con respecto a la clasificación de áreas de riesgo. Cualquier liberación de gas, el metano y etano se extenderán alcanzando los niveles superiores de las instalaciones de la Planta por ser estos de una densidad relativa menor que la del aire, y los vapores del resto de las
sustancias
natural)
poseen
inflamables un
(propano,
densidad
n-butano,
superior
a
la
del
i-butano, aire
y
gasolina
tenderán
a
depositarse en los niveles más bajos de las instalaciones y acumularse en las depresiones de las mismas, pueden formar atmósferas explosivas y contaminar el medio ambiente. Los químicos utilizados en la planta como la amina, aceite térmico y monoetilenglicol
no
presentan
características
inflamables
a
la
temperatura de operación en el proceso; pero por su contribución con riesgos químicos deben tenerse precauciones en su manipuleo. Los
equipos
manómetros, accionados
como: poseen
en
separadores, purgas
operación
y
chiller,
válvulas
normal,
con
acumulador
de la
de
instrumentación
consiguiente
propano que
liberación
y son al
exterior de hidrocarburos susceptibles de formar una atmósfera explosiva; por
ello
deben
minimizarse
los
venteos
y
drenajes
de
hidrocarburos,
adoptar los procedimientos de trabajo que limiten la exposición al riesgo y usar los equipos de protección personal. Existe poca posibilidad que ocurra soplo ó rotura eventual de las bridas de conexión y sellos de válvulas de los equipos, como así también las pérdidas y/o derrames a partir de los mismos; para minimizar los efectos de eventuales sobre presiones en los equipos, estos han sido provistos con válvulas de alivio al quemador.
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Por otro lado existen detectores de gas y humo en los equipos eléctricos de la planta como los generadores, compresores y como también en la sala de control y laboratorio. Estos detectores envían una señal hacia el DCS previa a la alarma. También hay botoneras de ESD ubicadas en lugares estratégicos alrededor de la planta. Las normas ambiéntales que debe regir la empresa esta de acuerdo a la ley 1333 – Ley de impacto ambiental y al RASH (Reglamento Ambiental del Sector de Hidrocarburos). La ley de impacto ambiental monitorea eventualmente mediante auditorias los siguientes aspectos: Emisión de Gases hacia la atmósfera.- Los cuales son inevitables debido al uso de motores e hidrocarburos. La ley rige un máximo emitido por la planta de acuerdo a cantidades másicas/ volumen. Control de aguas de producción y consumo.- El control que se le hace a las aguas es del mismo sentido, para evitar la contaminación de3l una quebrada que se encuentra a pocos metros de la planta, La empresa realiza monitoreos eventuales 200 mts. aguas arriba y aguas debajo de la planta. Contaminación de los suelos.- En la industria petrolera el manejos de productos químicos es importante, al manejar esos productos se puede contaminar los suelos, de esta manera se previene lo dicho con un buen cuidado en el manejo de los mismos, evitando el impacto ambiental. Sonoridad de ruidos.-El estudio de iso-sonoridad de la planta esta basado a
los
decibeles
que
puede
generar
el
ruido
de
los
motores
y
otros
equipos, existe un máximo permisible otorgado por esta ley, en lo que se refiere esto para evitar la migración de la fauna animal proveniente del lugar. Las leyes de impacto ambiental van plegadas a las siguientes leyes: Reglamento de contaminación Atmosférica (Decreto Supremo 24176). Reglamento de Contaminación Hídrica (Decreto Supremo 24176). Reglamento de gestión de residuos sólidos (Decreto Supremo 24176). Reglamento
de
actividades
y
sustancias
peligrosas
(Decreto
Supremo
24176). Reglamento
general
de
gestión
ambiental
(Decreto
Supremo
24176).Reglamento para la prevención y control ambiental (Decreto Supremo 24176).
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INSTRUMENTACIÓN La instrumentación en la Planta es un sistema y
electrónicos
para
controlar
las
proceso
(presión,
medir
variables
de dispositivos neumáticos
y de
flujo,
temperatura, etc.), todos estos instrumentos
son
controlados
electrónicamente en el DCS, e indicados mas detalladamente en PI&D. La
energía
todos
suministrada
los
instrumentos
para es
dotada del sistema de aire de instrumentación, tener
la
esta
capacidad
debe
adecuada
para los requerimientos de cada instrumento y además de algunas purgas o adiciones de aire. Este sistema de aire cuenta con acumuladores función
de
que
tienen
almacenar
el
la aire
necesario para cuando el consumo sea demasiado o cuando este falle. El sistema de aire debe ser filtrado y libre de cualquier contaminación como agua (corrosión) o petróleo (mezclas explosivas) o cualquier gas contaminante para
evitar cualquier problema en los instrumentos.
Por ejemplo en un acumulador o cualquier otro equipo de acumulación del sistema de procesamiento, presenta dispositivos de seguridad y control del mismo, como los siguientes a nombrar: Bradley.- Es un cilindro conectado al equipo, el cual sirve de soporte para
los
dispositivos
de
control
y
conexión
entre
el
equipo
y
los
instrumentos. Level Gauge.- Este es un medidor de nivel local, dicho instrumento sirve para apreciar el nivel de liquido que presenta el equipo. Level Transmissor.- Este instrumento es el encargado de controlar el nivel del equipo mediante una válvula de control electroneumática, que recibe señales del mismo.
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Level Switch Low Low.- Este dispositivo tiene la función enviar una señal de muy bajo nivel activando una válvula de seguridad Neddle Valve, para evitar que siga saliendo liquido. Level Switch High High.- Este dispositivo trabaja en el mismo modo del anterior pero este envía la señal de apertura de la neddle valve o en algunos casos la señal de paro de planta. Pressure transmisor.- Este transmisor tiene la función de transmitir la presión de trabajo del equipo y es controlado mayormente por una válvula de presión. Válvula
de
control.-
reumáticamente
mediante
Estas aire
válvulas de
de
control
instrumento
y
son
son
accionadas
accionadas
o
monitoreadas electrónicamente por un sistema eléctrico.
La señal de trabajo se la envía el transmisor (nivel, temperatura, flujo y presión). El
aire
de
instrumento
llega
a
una
pequeña
válvula
controladora
de
presión con una presión de aprox. 6.7 bar y sale con 30 psi, seguidamente pasa
a
un
convertidor
presión
a
energía
(30psi
–
4-20
mAmp)
para
inmediatamente pasar a la válvula, la válvula de control trabaja con aprox. 30 psi de aire. De acuerdo a su ubicación y función las válvulas de control se las pueden clasificar en: Válvulas “falla abierta” (open spring).- Son esas válvulas que mayormente controlan presión, al fallar el aire de instrumentación, esta válvula se abre automáticamente para evitar la presurización del equipo.
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Válvulas “falla cerrada” (close spring).- Estas válvulas pueden ser de control de nivel, cuando falla el aire de alimentación (instrumentación) la válvula se cierra automáticamente para mantener el nivel de liquido en el equipo.
Las válvulas de flujo en el caso de los reboilers son de falla cerrada, ya que, al perder el aire de instrumentación estas no permiten el paso de aceite
hacia
los
equipos
que
necesiten
de
el
para
evitar
el
sobrecalentamiento de los mismos.
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Válvula de Seguridad.- La válvula de seguridad o Neddle Valve es una válvula accionada por aire que solo en casos de riesgo llega a actuar, los dispositivos encargados de controlar esta válvula son los switchs de muy bajo y muy alto nivel. Esta
válvula
es
para
controlar
tanto niveles, flujos y presiones, presentas
un
sistema
electromagnético
por
de
apertura
medio
de
una
válvula solenoide. Constan
de
una
cámara de pistón y un resorte, el aire de instrumentación densifica el mismo para poder abrir la válvula, al fallarle el aire este pistón es vencido por la tensión del resorte y la válvula se cierra. Pressure Safety Valve.- Esta válvula es instalada en los equipos
para
evitar
la
sobre
presurización
de
los
mismos. Trabajan mediante un resorte tensionado con una presión calibrada,
la
presión
calibrada
en
el
equipo
es
20%
menos de la presión nominal del equipo y 20% más de la presión de trabajo del mismo. Estas válvulas están instaladas en todas las líneas y
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todos los equipos de la planta, para evitar problemas de presurización, la línea que colecta estos excedentes de presión, los lleva al Flare knock out drum para posteriormente quemarlo en el Flare.
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MEDICION DE GAS El medidor de caudales de gas es la placa orificio, la cual consiste en la medición de la presión estática y diferencial mediante conexiones aguas arriba y aguas debajo de la placa orificio, estas conexiones van hacia un gasómetro que muestra la grafica de dichas presiones. La
placa
orificio
va
en
sentido
perpendicular
al
flujo,
tiene
forma
circunferencial y el orifico viene de diferentes medidas. En
la
planta
existen
placas
medidoras
Standard y Seniors, los standard son placas orificios
que
se
utilizan
para
bajos
caudales de gas, esta va colocada entre dos bridas, tiene
para que
remover
ser
despresurizada,
la
placa,
necesariamente seguidamente
turbo expansor el
se
la
línea
aislada
y
afloja
el
cual permitirá sacar la
placa en caso de cambio o revisión. Las placas medidoras Seniors utilizan dispositivos extras para lograr una medición casi exacta, ya que estas son para flujos mayores de gas, los elementos que acompañan a este medidor son el portadiscos y puente de medición, para poder sacarlos de la línea no es necesario despresurizar la misma. El
portadiscos
permite
levantar
la
placa orificio hacia la
cavidad
superior
separándola
de
la
inferior mediante una llave, se
seguidamente cierra
la
compuerta para aislar la
inferior
de
la
superior, la cavidad superior es despresurizada, la cubierta es removida y la placa orifico retirada. PLACAS ORICIO.- La placa orificio es una placa que va perpendicular al flujo del puente de medición, La presión diferencial que realiza debe ser la necesaria para poder apreciar un calculo exacto, en las placas seniors Roberto Carlos Casso Ramírez Training
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la medición es mas critica e importante debido a que la realiza mediante una tubería concéntrica a la tubería de transporte, la cual debe tener un ángulo de 45° con referencia a la misma placa, la diferencial de presión en este instrumento no varia el caudal de gas. PUENTE DE MEDICIÓN.- El termino puente de medición significa una tubería concéntrica de la misma longitud aguas arriba y aguas debajo de la placa orifico
por
la
cual
pasa
el
flujo
de
gas
antes
de
ser
medido
para
mantener un flujo mas uniforme. PORTADISCOS.- Este instrumento es el encargado de portar o sostener a la placa
orificio
y
facilitar
el
retirado
y
colocado
del
mismo,
esta
dividido en dos secciones o cámaras, una inferior donde se realiza la medición del gas y la superior es para retirar, cambiar o revisar la misma.
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