MANUAL DE OPERACIN

MANUAL DE OPERACIN Y

PUESTA EN MARCHA

A 28/11/2002 PARA APROBACIN WR GP AJ

REV. FECHA DESCRIPCIN POR REVIS APROB

MANUAL DE OPERACIN

Y

PUESTA EN MARCHA

REVISIN A

2002

ndice

I. Introduccin ............................................................................................. 5 II. Unidades de Procesos ........................................................................... 6

1. Bases de Diseo ..................................................................................... 6 1.1. Capacidad de la Planta ............................................................................ 6 1.2. Composicin y Condiciones de Pozos ..................................................... 6 1.3. Composicin y Condiciones del Gas de Entrada a Planta ....................... 8 1.4. Condiciones de Diseo de la Unidad de Endulzamiento .......................... 9 1.5. Produccin de Gas Seco ........................................................................ 10 1.6. Gasolina Estabilizada ............................................................................. 10 1.7. Especificacin de Agua Efluente ............................................................ 10 1.8. Balances de Masa y Energa ................................................................. 10 1.9. Cargas Bsicas de Diseo ..................................................................... 10 1.10. Condiciones Ambientales ..................................................................... 10

2. Descripcin del Proceso ...................................................................... 11 2.1. Instalaciones de Pozo ............................................................................ 11 2.2. Entrada de Planta ................................................................................... 14 2.3. Unidad de Ajuste de Punto de Roco ..................................................... 21 2.4. Unidad de Endulzamiento ...................................................................... 24 2.5. Estabilizacin de Gasolina ..................................................................... 31 2.6. Salida de Planta ..................................................................................... 35

3. Descripcin de la Filosofa de Control y Shutdown .......................... 38 3.1. Control de Caudal, Presin y Temperatura en los Pozos y en la Entrada

de Planta ............................................................................................. 38 3.2. Control de Caudal, Presin y Temperatura en la Unidad de Ajuste de

Punto de Roco .................................................................................... 38 3.3. Control de Caudal, Presin y Temperatura en la Unidad de

Endulzamiento ..................................................................................... 39 3.4. Control de Caudal, Presin y Temperatura en la Unidad de

Estabilizacin ....................................................................................... 41 3.5. Medicin de Gas y Gasolina de Salida de Planta .................................. 42

III. Servicios Auxiliares ............................................................................ 43 1. Sistema de Inyeccin de Etanol y Anticorrosivo en Pozos .............. 43

1.1. Bases de Diseo .................................................................................... 43 1.2. Descripcin del Proceso ......................................................................... 44 1.3. Filosofa de Control ................................................................................ 44

2. Sistema de Venteo y Drenajes en Pozos ............................................ 45 2.1. Bases de Diseo .................................................................................... 45 2.2. Descripcin del Proceso ......................................................................... 45 2.3. Filosofa de Control ................................................................................ 45

3. Sistema de Inyeccin de Anticorrosivo en Planta ............................. 45 3.1. Bases de diseo ..................................................................................... 45 3.2. Descripcin del Proceso ......................................................................... 46 3.3. Filosofa de Control ................................................................................ 46

4. Sistema de Venteo en Planta .............................................................. 46 4.1. Bases de Diseo .................................................................................... 46 4.2. Descripcin del Proceso ......................................................................... 47 4.3. Filosofa de Control ................................................................................ 47

5. Sistema de Drenajes de Hidrocarburos en Planta ............................. 47 5.1. Bases de Diseo .................................................................................... 47 5.2. Descripcin del Proceso ......................................................................... 48

6. Sistema de Drenajes de Aminas ......................................................... 49 6.1. Bases de Diseo .................................................................................... 49 6.2. Descripcin del Proceso ......................................................................... 49 6.3. Filosofa de Control ............................................................................... 49

7. Unidad de Regeneracin / Inyeccin de MEG .................................... 50 7.1. Bases de Diseo .................................................................................... 50 7.2. Descripcin del Proceso ......................................................................... 51

7.3. Filosofa de Control ................................................................................ 53 8. Sistema de Propano ............................................................................. 53

8.1. Bases de Diseo .................................................................................... 53 8.2. Descripcin del Proceso ......................................................................... 55 8.3. Filosofa de Control ................................................................................ 55

9. Sistema de Aceite Trmico .................................................................. 55 9.1. Bases de Diseo .................................................................................... 55 9.2. Descripcin del Proceso ......................................................................... 56 9.3. Filosofa de Control ................................................................................ 57

10. Sistema de Fuel Gas .......................................................................... 58 10.1. Bases de Diseo .................................................................................. 58 10.2. Descripcin del Proceso ....................................................................... 58

11. Sistema de Generacin de Energa ................................................... 58 11.1. Bases de Diseo .................................................................................. 58

12. Sistema de Aire de Instrumentos, Servicios y Arranque ................ 59 12.1. Bases de Diseo .................................................................................. 59 12.2. Descripcin del Proceso ....................................................................... 59 12.3. Filosofa de Control .............................................................................. 60

13. Sistema de Agua Tratada ................................................................... 60 13.1. Bases de Diseo .................................................................................. 60 13.2. Descripcin del Proceso ....................................................................... 60 13.3. Filosofa de Control .............................................................................. 61

14. Sistema de Agua de Incendio y Servicios ........................................ 61 14.1. Bases de Diseo .................................................................................. 61 14.2. Descripcin del Proceso ....................................................................... 62 14.3. Filosofa de Control .............................................................................. 62

15. Sistema de Agua Potable ................................................................... 63 15.1. Bases de Diseo .................................................................................. 63

16. Unidad de Tratamiento de Agua de Proceso ................................... 63 16.1. Bases de Diseo .................................................................................. 63 16.2. Descripcin del Proceso ....................................................................... 65 16.3. Filosofa de Control .............................................................................. 66

I. INTRODUCCINEste manual est dirigido a los operadores de la planta SABALO ubicada en la Localidad San Antonio en el Departamento de Tarija, al sur de Bolivia, y contiene informacin sobre la puesta en marcha, operacin y parada de las unidades de la planta.

El objeto de la planta es el ajuste del punto de roco de hidrocarburo y endulzamiento del gas natural. sta est constituida por dos trenes de proceso. Cada uno de ellos cuenta con dos subtrenes para la unidad de ajuste de punto de roco, con una unidad de endulzamiento, con una unidad de estabilizacin de gasolina y con un sistema de venteos presurizados.

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

Luego de la separacin y la filtracin primaria en cada tren, una parte del gas que se est procesando se deriva a la Unidad de Endulzamiento correspondiente. El propsito de esta unidad es remover el exceso de dixido de carbono y cido sulfhdrico que contiene el gas natural.

Esta remocin es importante por las siguientes razones:

El dixido de carbono reduce el poder calorfico del gas natural, debido a que es un gas no combustible.

El dixido de carbono es un gas cido. Se disuelve en agua para formar una solucin cida que resulta corrosiva.

El cido sulfhdrico es un gas altamente txico e inflamable.

El cido sulfhdrico se disocia en agua formando un cido dbil, el cual ataca al hierro formando sulfuro de hierro insoluble que produce corrosin.

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

El gas que sale de la Unidad de Endulzamiento, se une al resto del gas e ingresa a los subtrenes de refrigeracin de la Unidad de Ajuste de Punto de Roco. El gas se enfra en el intercambiador gas-gas E-1, en el gas-gasolina E-3 y en el chiller E-2. A partir de all, el enfriamiento final se produce por expansin en la vlvula Joule-Thomson ubicada a la entrada del separador fro V-2. Una vez fro, el gas ingresa al separador fro V-2 (trifsico) donde se produce la separacin entre el gas y los condensados.

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

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

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

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

El calor requerido para las Unidades de Estabilizacin de Gasolina y de Endulzamiento y para la regeneracin de MEG, es proporcionado por el Sistema de Aceite Trmico (Hot Oil). Hay un sistema de aceite trmico para cada tren.

El enfriamiento del gas se realiza mediante refrigeracin mecnica con propano comercial. El sistema de propano es comn a ambos trenes.

La planta cuenta tambin con un Sistema de Gas Combustible, un Sistema de Drenajes Cerrados, un Sistema de Drenajes Abiertos, un sistema de Drenajes de Agua Posiblemente Contaminada, un Sistema de Aire Comprimido, un Sistema de Tratamiento de Agua, un Sistema de Agua Potable, un Sistema de Incendio y Agua de Servicio y un Sistema de Generacin Elctrica, todos ellos comunes a los dos trenes.

La planta se controla mediante un Sistema de Control Distribuido (DCS) que recibe las seales desde el campo, las procesa y las retorna al mismo accionando sobre las vlvulas de control y de shutdown, permitiendo al operador realizar ms eficientemente su labor. El control en el rea de los pozos se realiza por medio de un controlador remoto del DCS de planta. En las estaciones de monitoreo de gas y gasolina la informacin es enviada al DCS va una Unidad Remota de Trasmisin (RTU).

Los sistemas de paro estn diseados de manera que la planta llegue a una condicin segura por s misma, conforme con los diferentes tipos de shut-down descriptos ms adelante.

La informacin detallada de los equipos de la planta, se incluye en los Data Books.

Se deber utilizar la ltima revisin de los planos durante la operacin de la planta. Los planos que figuran en los apndices, fueron utilizados para preparar este manual. Planos adicionales se incluyen en el archivo general de documentacin de planta.

Notas, Precauciones, y/o Advertencias son algunas de las instrucciones incluidas en este manual. Una "nota" provee informacin adicional. Una "precaucin" identifica condiciones que pueden causar daos a los equipos. Una "advertencia" o atencin identifica posibles riesgos de seguridad.

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

II. UNIDADES DE PROCESOS

1. BASES DE DISEO

1.1. CAPACIDAD DE LA PLANTACada uno de los trenes tiene una capacidad de produccin de 6.7 MMSCMD de gas en especificacin, gas de venta, y debe poder operar adecuadamente con un turndown de 6.7 MMSCMD a 2 MMSCMD.

1.2. COMPOSICIN Y CONDICIONES DE POZOSA) Composicin del gas de entrada en base seca

Corriente 1 Corriente 2 Corriente 3

Huamampampa + ICLA

Santa Rosa Margarita

% mol % mol % molN2 0.43 0.53 0.57

CO2 2.49 4.64 3.01

C1 83.75 87.70 77.03

C2 6.44 3.90 9.05

C3 2.34 1.25 3.01

iC4 0.47 0.26 0.66

NC4 0.79 0.39 1.00

iC5 0.41 0.21 0.58

NC5 0.31 0.15 0.45

C6 0.48 0.22 0.75

C7 0.48 0.21 0.83

C8 0.50 0.18 0.91

C9 0.32 0.10 0.60

C10 0.26 0.07 0.44

C11 0.18 0.05 0.28

C12 0.10 0.04 0.18

C13 0.07 0.03 0.15

C14 0.06 0.02 0.12

C15 0.04 0.02 0.09

C16 0.03 0.01 0.08

C17 0.02 0.01 0.05

C18 0.01 0.01 0.04

C19 0.01 0.00 0.13

C20+ 0.02 0.01 0.01

MW C20+ 308.97 303.54 203

SG C20+ 0.879 0.877 0.834

B) Condiciones de Pozos

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

Condiciones de Operacin durante el verano con temperatura ambiente de 122F:

Caudal 4 MMSCMD 3 MMSCMD 2 MMSCMD 1 MMSCMD

Aguas arriba de la choke

Temperatura, F 208.4 204.8 199.4 183.2

Presin, psig 4368 4861 5262 5492

Aguas abajo de la choke

Temperatura, F 172.4 a 152.6

158 a 143.6 145.4 a 131 127.4 a 113

Presin, psig 1866 a 1599 a 1442 a 1360 a

1351 1294 1256 1226

Entrada a Planta

Temperatura, F 154.4 a 136.4

149 a 129.2 140 a 125.6 123.8 a 118.4

Presin, psig 1251 1251 1251 1251

Condiciones de Operacin durante el invierno con temperatura ambiente de 41F:

Caudal 4 MMSCMD 3 MMSCMD 2 MMSCMD 1 MMSCMD

Aguas arriba de la choke

Temperatura, F 208.4 204.8 199.4 183.2

Presin, psig 4368 4861 5262 5492

Aguas abajo de la choke

Temperatura, F 172.4 a 152.6

158 a 143.6

147.2 a 132.8

127.4 a 113

Presin, psig 1841 a 1351

1580 a 1287

1434 a 1246

1362 a 1226

Entrada a Planta

Temperatura, F 147.2 a 102.2

140 a 87.8 127.4 a 69.8

102.2 a 48.2

Presin, psig 1251 1251 1251 1251

1.3. COMPOSICIN Y CONDICIONES DEL GAS DE ENTRADA A PLANTAA) Composicin del gas en la entrada a planta:

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

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

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

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

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

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

Caso E2: 71.4% (vol) de la corriente 1 y 28.6% (vol) de la corriente 2

B) Condiciones del gas de entrada a planta:Temperatura, F 48-158

Presin, psig 1251

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

No estn presentes.

Contenido de agua Gas saturado a las condiciones de entrada.

Contenido de Agua Libre, hasta el 2005 Condensacin de agua a las condiciones de entrada de un gas saturado a 7286 psig & 270F (condiciones del reservorio), ms 40 m3/d.

Contenido de Agua Libre, despus del 2005

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

Hidrocarburos Lquidos De acuerdo a la composicin en las condiciones de entrada.

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

Nota: la condicin Contenido de agua libre despus del 2005 se utilizar para el diseo de los separadores de entrada V-1, el separador de test V-4 y para las lneas de lquido que van desde los slug catchers V-5 a los separadores de gas de entrada V-1 y el separador de test V-4 y las lneas de lquido que van desde los separadores de gas de entrada V-1 y el separador de test V-4 al separador de agua oleosa V-22. No se utilizar esta condicin para el diseo de los aeroenfriadores del gas de entrada A-1, los instrumentos de medicin de caudal de las lneas lquidas de los separadores de gas de entrada V-1 y del separador de test V-4, el tanque slop TK-7, el knock out drum de antorcha V-18, que es tambin el recipiente en el que se colectan los drenajes presurizados, la unidad de flotacin M-900 ni la cmara de dilucin M-902.

1.4. CONDICIONES DE DISEO DE LA UNIDAD DE ENDULZAMIENTOEn cada uno de los trenes la Unidad de Endulzamiento est diseada para reducir el contenido de CO2 de:

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

El proceso que se seleccion para lograr esta reduccin en el contenido de CO2 es una planta de tratamiento con aminas.

Tipo de amina MDEA formulada, 98% en peso

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

Caudal de circulacin 465 gpm

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

0 moles H2S por mol de amina

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

0 moles H2S por mol de amina

Calidad de agua de reposicin al sistema de amina:

Total de slidos disueltos < 100 ppm

Total de dureza < 50 ppm

Cloruros (Cl) 0 ppm

Sodio (Na) < 3 ppm

Potasio (K) < 3 ppm

Hierro (Fe) < 10 ppm

1.5. PRODUCCIN DE GAS SECOCaudal 13.4 MMSMCD

Presin salida, psig 1100

Temperatura de salida, F 40 a 120

Punto de roco medido a 640 psia 32F (mx)

Cantidad mxima de agua, lb/MMSCF 5.9 (mx)

Poder Calorfico Superior, Kcal/sm3 9200 (mn) a 60F y 14.696 psia,

Mxima cantidad de CO2, %mol 2 (mx)

Mxima cantidad de inertes, %mol 3.5 (mx)

Mxima cantidad de N2, %mol 2 (mx)

Densidad 0.59 0.69

Lquidos Libre de lquidos a las condiciones de salida

Slidos Libre de partculas mayores que 3 m

1.6. GASOLINA ESTABILIZADATemperatura de salida, F 120

Presin de salida, psig 1066

Reid Vapour Pressure (RVP), psia 12

1.7. ESPECIFICACIN DE AGUA EFLUENTEContenido de aceite e hidrocarburos, ppm 10 (mx)

Cloro, mg/l 2500

1.8. BALANCES DE MASA Y ENERGAVer documentos: 3120-F-MC-100; 3120-F-MC-101; 3120-F-MC-102; 3120-F-MC-103; 3120-F-MC-104; 3120-F-MC-105; 3120-F-MC-106.

1.9. CARGAS BSICAS DE DISEOVer documento: 3120-C-ET-003

1.10. CONDICIONES AMBIENTALESTemperatura de diseo para motores a gas y aeroenfriadores, F 113

Temperatura extrema mxima, F 119

Temperatura media mxima, F 87

Temperatura media, F 73

Temperatura media mnima, F 61

Temperatura extrema mnima, F 15

Lluvias mximas asumidas, in/h 2

Humedad relativa media mxima 92%

Humedad relativa media 73%

Humedad relativa media mnima 64%

Altura sobre el nivel del mar, ft 2100

Velocidad bsica del viento, m/s 25

Sismo: aceleracin horizontal del terreno, g 0.13

2. DESCRIPCIN DEL PROCESOEsta descripcin se complementa con los diagramas de instrumentos y caeras, P&IDs, y los diagramas de procesos, PFD.

La descripcin del proceso se realiza de manera genrica para cualquiera de los trenes, siendo igualmente vlida para ambos.

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

En el caso de equipos comunes a ambos trenes, no se utiliza ningn prefijo.

2.1. INSTALACIONES DE POZOA la planta puede ingresar gas crudo de 4 pozos: SBL X-1 ubicado aproximadamente a 2.5 km al oeste de la planta, SBL X-2 ubicado aproximadamente a 12 km al suroeste de la planta, SBL X-3 ubicado aproximadamente a 5.6 km al suroeste de la planta y SBL X-4 ubicado aproximadamente a 6.6 km al oeste de la planta. Las instalaciones de pozo estn diseadas para una produccin mxima de 4 MMSCMD de gas y una presin de diseo de 10000 psig aguas arriba del rbol de Navidad y 2025 psig aguas abajo del mismo.

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

La descripcin de las instalaciones de pozo se realiza en forma genrica para cualquiera de ellos.

Equipos principales de las instalaciones de pozo:

H-1001, Calentador de Gas de Instrumentos: es un calentador de tipo indirecto formado por un tubo de fuego y un tubo por el que circula el gas que desea calentarse, ambos tubos totalmente sumergidos en un bao de agua que opera a presin atmosfrica. En la parte superior de la carcasa tiene un tanque expansor con un visor de nivel para controlar el nivel de agua en el mismo. El calor intercambiado es del orden de los 52000 Btu/h. Como dispositivos de seguridad, el calentador posee un lazo en el que se encuentran en serie un switch de alta temperatura en la carcasa, un switch por bajo nivel en el tanque expansor y un indicador de

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

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

L-1001, Antorcha de Pozo: tiene 8 de dimetro y 15m de altura. Tiene solamente un quemador.

P-1001 A/B, Bombas de Inyeccin de Inhibidor de Hidratos: son bombas neumticas a pistn modelo 2/LU 3.8 DC 1000 AP de Mirbla. Estn diseadas para inyectar un caudal de 102 gph. La presin de diseo del sistema de inyeccin es 10000 psig. Estas bombas estn preparadas para inyectar etanol aguas arriba o aguas debajo de la vlvula choke.

P-1002 A/B, Bombas de Inyeccin de Inhibidor de Corrosin en Pozos: son bombas neumticas a pistn modelo LU 1.2 DC 400 AP de Mirbla. Estn diseadas para inyectar un caudal de 1.6 gph. La presin de diseo del sistema de inyeccin es 10000 psig. Estas bombas estn preparadas para inyectar inhibidor de corrosin aguas arriba o aguas debajo de la vlvula choke.

P-1005, Bomba del Knock Out Drum de Antorcha en Pozo: es una bomba neumtica de pistn modelo LU 3.1 DC 800-2.5 P de Mirbla. Se dise para reinyectar 30 gph a 1886 psig.

SP-1001, Trampa Lanzadora en Pozo: las trampas de los pozos SBL X-1, SBL X-2 y SBL X-3 tienen 364mm de dimetro y 4.1m de largo. La trampa del pozo SBL X-4 es de 410mm de dimetro y 3.7m de largo y su tag es SP-4001. Todas las trampas tienen una presin de diseo de 2025 psig.

TK-1001, Tanque de Almacenaje de Inhibidor de Hidratos: es un tanque API de 3.5m de dimetro y 2.5m de altura, diseado para contener 20m3 de etanol. Tiene un blanketing de 50 mmca, venteo setado a 75 mmca y una vlvula de presin y vaco seteada a 85/-22 mmca.

V-1001, Pulmn de Gas de Instrumentos: es un recipiente vertical de 12 de dimetro y 1.2m de alto. Cuenta con un demister horizontal en la parte superior para favorecer la coalescencia de gotas y obtener un gas ms seco. Opera a 250 psig y tiene una presin de diseo de 265 psig.

V-1002, Knock Out Drum de Antorcha en Pozo: es un recipiente horizontal de 48 de dimetro y 2.4m de longitud, cuya presin de diseo es 71 psig.

Como est expresado en la Introduccin, el control de las instalaciones de pozo se realiza por medio de un controlador remoto del DCS de la planta.

El rbol de Navidad en cada pozo est formado por seis vlvulas: una vlvula hidrulica downhole, SDV-91001, una vlvula hidrulica maestra, SDV-91002, dos vlvulas neumticas laterales, SDV-91003 y SDV-91004, y dos vlvulas choke, una actuada en forma neumtica, HCV-91005, y otra manual. Todas ellas, a excepcin de la manual, pueden ser operadas tanto desde el panel de control del pozo como desde el DCS en la planta.

Aguas arriba de la vlvula choke, se inyecta etanol para inhibir la formacin de hidratos e inhibidor de corrosin. El inhibidor de hidratos, etanol, se requiere

solamente durante las condiciones de operacin ms desfavorables: en invierno y cuando se est procesando bajo caudal. La sustancia que se utiliza como inhibidor de corrosin es COASTAL 1036 C.

Para la inyeccin de etanol se dispone de las bombas de reposicin de inhibidor de hidratos P-1001 A/B que toman etanol del tanque de almacenaje de inhibidor de hidratos TK-1001. La reposicin de etanol al tanque se puede realizar por bombeo desde tambores, con la bomba de reposicin de inhibidor de hidratos P-1003, o bien desde camiones. Considerando un consumo de 20m3/mes de etanol, la reposicin de etanol al tanque deber realizarse una vez por mes.

Para la inyeccin de inhibidor de corrosin se dispone de las bombas de inyeccin de inhibidor de corrosin en pozos P-1002 A/B que toman el inhibidor de corrosin de isocontendores. La reposicin del mismo se realiza simplemente trasvasando de un isocontenedor a otro. El isocontenedor que est ubicado debajo es fijo, el que est ubicado en la parte superior es del cual se debe trasvasar el fluido. El consumo se estim en un isocontenedor por semana, por lo que la reposicin ser semanal. La capacidad de un isocontenedor es de 1m3.

Una pequea porcin del gas de produccin se deriva de la lnea principal para ser utilizado como gas de instrumentos. Este gas se calienta en el calentador de gas de instrumentos H-1001 hasta 149 F para evitar que cuando se reduzca la presin se formen hidratos o haya condensacin de hidrocarburos. Una vez reducida la presin a 250 psig el gas pasa a travs del pulmn de gas de instrumentos V-1001 para luego ser distribuido a los consumos. Esta distribucin se realiza a dos presiones distintas: 250 psig para los motores de las bombas de inyeccin de inhibidor de hidratos P-1001, de las bombas de inyeccin de inhibidor de corrosin en pozos P-1002 y de la bomba del knock out drum de antorcha en pozo P-1005 y para el panel de control; y 100 psig para los actuadores de vlvulas, gas de barrido y quemadores de la antorcha de pozo L-1001 y el calentador de gas de instrumentos H-1001.

Aguas arriba del pulmn de gas de instrumentos V-1001, y aguas abajo de la regulacin de presin, estn instaladas dos vlvulas de seguridad. Cada una de estas vlvulas fue diseada para evacuar el 100% del caudal de alivio, determinado por la contingencia de traba abierta de una vlvula de regulacin de presin. El set de las vlvulas de seguridad es 265 psig.

El pulmn de gas de instrumentos V-1001 cuenta con un controlador de nivel que enva los lquidos al knock out drum de antorcha en pozo V-1002.

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

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

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

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

2.2. ENTRADA DE PLANTAEquipos principales:

SP-1, SP-2, SP-3, SP-4, Trampas Receptoras: las trampas receptoras de los flowlines de los pozos SBL X-1, SBL X-2 y SBL X-3 tienen 345 mm de dimetro y 4.9 m de largo. La trampa del pozo SBL X-4 es de 432 mm de dimetro y 4.6 m de largo y su tag es SP-4001. Todas las trampas tienen una presin de diseo de 2025.

P-11 A/B/C, Bombas de Inyeccin de Inhibidor de Corrosin en los Manifolds de Entrada: son bombas neumticas a pistn modelo LU 2.5 DC 400 P de Mirbla. Tienen una capacidad de 2.8 gph y estn diseadas a 2100 psig.

A-1 A/B/C, Aeroenfriador del Gas de Entrada: este aeroenfriador es 12.2 m de largo por 3.5m de ancho. Tiene tres bahas con un mazo de tubos cada una. Los tubos son de 1 BWG 16 y 12.2 m de largo, y tienen una presin de diseo de 1395 psig. El calor intercambiado en es del orden de los 15 MMBtu/hr. Cada baha tiene dos ventiladores con motores de 40 HP.

A-4 A/B, Aeroenfriador del Separador de Test: este aeroenfriador es 12.2 m de largo por 3.5 m de ancho. Tiene dos bahas con un mazo de tubos cada una. Los tubos son de 1 BWG 16 y 12.2 m de largo, y tienen una presin de diseo de 1395 psig. El calor intercambiado en es del orden de los 8 MMBtu/hr. Cada baha tiene dos ventiladores con motores de 40 HP.

F-1, Filtro Separador de Gas de Entrada: este filtro est formado por dos recipientes, uno superior y otro inferior. El recipiente superior es de 0.9 m de dimetro y posee una serie de cartuchos filtrantes/coalescentes y una caja de chicanas. El recipiente inferior es de 0.3 m de dimetro y est dividido en dos cmaras idnticas que estn comunicadas de manera independiente a la parte superior del equipo. Ambos recipientes son 2.6m de largo. La presin de diseo del equipo es 1395 psig.

V-1, Separador de Gas de Entrada: es un recipiente horizontal de 2 m de dimetro y 11 m de largo. La presin de diseo de este recipiente es de 1395 psig. En el interior del recipiente se encuentran un coalescedor de placas paralelas y bafles, para favorecer la separacin de las fases, y una caja de chicanas provista con un distribuidor de flujo a travs de la cual sale el gas.

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

V-5, Slug Catcher: es un recipiente horizontal con una inclinacin del 6.25%. Tiene dos dedos de 1 m de dimetro y 48 m de largo. La presin de diseo es de 2025 psig.

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

vlvulas fueron diseadas para 4 MMSCMD y seteadas escalonadamente en 2025 psig y 2100 psig.

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

Cada manifold puede recibir el gas crudo de cualquiera de los flowlines, pero un flowline no puede estar conectado simultneamente a dos de los manifolds. La seleccin entre cules pozos se enviarn a cada manifold se realiza con las vlvulas esfricas de 10 que conectan los flowlines con los manifolds. stas vlvulas cuentan con indicadores de posicin abierta-cerrada.

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

Este sistema de entrada puede operar de cuatro maneras distintas:

Operacin normal;

Operacin durante el pigging de uno de los flowlines;

Operacin durante un testeo;

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

Operacin normal: el gas crudo que llega a los manifolds de produccin correspondientes al tren #1 y tren #2 se enva a los slug catchers 1-V-5 y 2-V-5 respectivamente. Durante esta operacin las vlvulas SDV-35038 y SDV-34037 deben permanecer cerradas.

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

El tren de proceso del gas durante esta operacin se puede observar en la Fig. I.

Operacin durante el pigging de uno de los flowlines: durante esta operacin los slug catchers V-5 de ambos trenes debern bypassearse, para lo cual las vlvulas SDV-35027 debern estar abiertas y las vlvulas SDV-35028 y SDV-35008 cerradas. La produccin de los flowlines a los que no se les est realizando un pigging continuar entonces por cada tren normalmente.

El flowline al que se desee realizar el pigging deber conectarse al manifold de test. Esta operacin se realiza cerrando todas las vlvulas esfricas de 10 que conectan el flowline con los manifolds de produccin y abriendo aquella que lo conecta al manifold de test.

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

Durante esta operacin se deben conectar los dos slug catchers V-5 en paralelo porque se requiere manejar 100 m3 de lquidos, y cada uno de ellos fue diseado para operar con 50 m3 de lquido.

El gas, los hidrocarburos lquidos y el agua que salen del V-4 se continan procesando conectndolos aguas abajo de los separadores de entrada V-1. Tener en cuenta que de los cuatro flowlines habr dos que se estn procesando en un tren, uno que se estar procesando en el otro tren y el cuarto que es al que se le estar realizando el pigging, por lo tanto, este ltimo deber enviarse al tren que est operando con un solo flowline.

Tener en cuenta que durante una operacin de pigging la vlvula de control de nivel del slug catcher V-5, LV-35006, deber pasarse a operacin manual y se deber fijar su apertura de manera tal que el flujo a travs de ella sea alrededor de 2.1 m3/h. (los 50 m3 del slug se deben procesar en no ms de 24 hs.)

El tren de proceso del gas durante esta operacin se puede observar en la Fig. II.

Operacin durante un testeo: el flowline del pozo que se desee testear deber estar conectado al manifold de test. El resto de los flowlines continuarn con su operacin normalmente conectados a uno y otro tren.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

V-4

1-V-51-V-1

2-V-52-V-1

2-A-1

1-A-1

A-4

Man

ifold

tren

#1

Man

ifold

tren

#2

Man

ifold

de te

st

10

10

10

10

SDV-35038

SDV-35038

SDV-35037

SDV-35037

SDV-35027

SDV-35027

SDV-34062

SDV-35028

SDV-35028 SDV-35008

SDV-35008

Tren #1

Tren #2

V-4

1-V-51-V-1

2-V-52-V-1

2-A-1

1-A-1

A-4

Man

ifold

tren

#1

Man

ifold

tren

#2

Man

ifold

de te

st

10

10

10

10

SDV-35038

SDV-35038

SDV-35037

SDV-35037

SDV-35027

SDV-35027

SDV-34062

SDV-35028

SDV-35028 SDV-35008

SDV-35008

Tren #1

Tren #2

Fig. I

V-4

1-V-51-V-1

2-V-52-V-1

2-A-1

1-A-1

A-4

Man

ifold

tren

#1

Man

ifold

tren

#2

Man

ifold

de te

st

10

10

10

10

SDV-35038

SDV-35038

SDV-35037

SDV-35037

SDV-35027

SDV-35027

SDV-34062

SDV-35028

SDV-35028 SDV-35008

SDV-35008

Tren #1

Tren #2

Pigging

V-4

1-V-51-V-1

2-V-52-V-1

2-A-1

1-A-1

A-4

Man

ifold

tren

#1

Man

ifold

tren

#2

Man

ifold

de te

st

10

10

10

10

SDV-35038

SDV-35038

SDV-35037

SDV-35037

SDV-35027

SDV-35027

SDV-34062

SDV-35028

SDV-35028 SDV-35008

SDV-35008

Tren #1

Tren #2

Pigging

Fig. II

V-4

1-V-51-V-1

2-V-52-V-1

2-A-1

1-A-1

A-4

Man

ifold

tren

#1

Man

ifold

tren

#2

Man

ifold

de te

st

10

10

10

10

SDV-35038

SDV-35038

SDV-35037

SDV-35037

SDV-35027

SDV-35027

SDV-34062

SDV-35028

SDV-35028 SDV-35008

SDV-35008

Tren #1

Tren #2

Test

V-4

1-V-51-V-1

2-V-52-V-1

2-A-1

1-A-1

A-4

Man

ifold

tren

#1

Man

ifold

tren

#2

Man

ifold

de te

st

10

10

10

10

SDV-35038

SDV-35038

SDV-35037

SDV-35037

SDV-35027

SDV-35027

SDV-34062

SDV-35028

SDV-35028 SDV-35008

SDV-35008

Tren #1

Tren #2

Test

Fig. III

V-4

1-V-51-V-1

2-V-52-V-1

2-A-1

1-A-1

A-4

Man

ifold

tren

#1

Man

ifold

tren

#2

Man

ifold

de te

st

10

10

10

10

SDV-35038

SDV-35038

SDV-35037

SDV-35037

SDV-35027

SDV-35027

SDV-34062

SDV-35028

SDV-35028 SDV-35008

SDV-35008

Tren #1

Tren #2

V-4

1-V-51-V-1

2-V-52-V-1

2-A-1

1-A-1

A-4

Man

ifold

tren

#1

Man

ifold

tren

#2

Man

ifold

de te

st

10

10

10

10

SDV-35038

SDV-35038

SDV-35037

SDV-35037

SDV-35027

SDV-35027

SDV-34062

SDV-35028

SDV-35028 SDV-35008

SDV-35008

Tren #1

Tren #2

Fig. IV

Los slug catchers V-5 fueron diseados, como se explic anteriormente, para una capacidad de 50m3 de lquido. El sistema aguas abajo de los slug catchers V-5: los aeroenfriadores del gas de entrada A-1 A/B/C, los separadores de gas de entrada V-1 y la vlvula LV-35006, fue sobrediseado de modo tal que esos 50m3 de lquido se procesaran en un tiempo mximo de 24 hs.

Los slug catchers V-5 estn dotados de vlvulas de seguridad diseadas por incendio y seteadas a 2025 psig. Estas vlvulas protegen los equipos y caeras entre los manifolds de entrada y los aeroenfriadores del gas de entrada A-1 y el aeroenfriador del separador de test A-4. Aguas arriba de la salida de los slug catchers V-5 se utilizaron para el diseo accesorios de serie 900#, y aguas abajo de la salida de los slug catchers V-5 se utiliz serie 600#. Es en este punto donde se produce la primer reduccin importante de presin.

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

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

En los separadores de gas de entrada V-1 y en el separador de test V-4 se separan las tres fases: el gas, los hidrocarburos lquidos y el agua. Para favorecer la separacin entre los hidrocarburos lquidos y el agua, estos recipientes tienen un bafle que permite pasar al otro lado del mismo la fase ms liviana, es decir los hidrocarburos. El agua queda retenida en la parte anterior a dicho bafle. A cada lado del bafle, estos separadores tienen controladores de nivel que actan las vlvulas a travs de las cuales se enva cada fase a la siguiente etapa del proceso. Estos separadores poseen adems vlvulas de seguridad diseadas por incendio, seteadas a 1395 psig.

La presin de operacin de estos separadores es de 1240 psig y est controlada por PIC-45009 que acta sobre la PV-45009 solamente si detecta una sobrepresin. Esta vlvula est instalada sobre una lnea que se conecta directamente con el sistema de venteo.

El gas que sale del separador de gas de entrada V-1 se enva al filtro separador de gas de entrada F-1. Cada tren cuenta con un filtro separador de gas de entrada F-1 de spare. El caudal de gas que ingresa al filtro separador de gas de entrada F-1 se monitorea con el transmisor multivariable MVT-45009. La seal de presin del transmisor acta sobre la vlvula de control de presin PV-45009 que atraviesa el gas al salir y por medio de la cual se regula la presin de operacin del separador de gas de entrada V-1 en 1255 psig.

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

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

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

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

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

2.3. UNIDAD DE AJUSTE DE PUNTO DE ROCOLa unidad de ajuste de punto de roco en cada tren est dividida en dos subtrenes, que se disearon para procesar el 50% de la produccin de cada tren: 3.35 MMSCMD de gas en especificacin, gas de venta. Cada uno de los subtrenes cuenta con un intercambiador gas-gas E-1, un intercambiador gas-gasolina E-3, un chiller E-2, un separador fro V-2 y un filtro separador de gas de salida F-2, una vlvula de shutdown de entrada al subtren, SDV-07001A y B y una vlvula de shutdown de salida del subtren, SDV-07012A y B.

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

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

Equipos principales:

E-1 A/B/C, Intercambiador Gas-Gas: es un intercambiador de casco y tubo que tiene tres carcasas en serie. Cada carcasa es de 0.93 m de dimetro y 15.2 m de largo. Los tubos son de BWG 16. En los cabezales el intercambiador cuenta con boquillas de dispersin que se utilizan para inyectar MEG. El calor intercambiado es 22 MMBtu/h. La presin de diseo de los tubos y el casco es de 1395 psig.

E-2, Chiller: es un intercambiador evaporador de propano. El gas circula por un mazo de tubos sumergido en propano lquido. El evaporador tiene 1.45 m de dimetro y los tubos son tubos en U de BWG 14 de 6 m de largo. El cabezal de los tubos tiene una boquilla de dispersin para inyectar MEG. El evaporador tiene dos placas deflectoras con las que choca el propano vapor antes de abandonarlo y una serie de boquillas por las que se inyecta propano vapor directamente de la descarga del compresor. Este equipo cuenta tambin con una bota de 0.3 m de dimetro y 0.5 m de alto en la que se separa el aceite del compresor que pudiera haber arrastrado el propano. La bota cuenta adems con un serpentn. El calor intercambiado es de 3.7 MMBtu/h y la presin de diseo es de 1395 psig en los tubos y 250 psig en el evaporador.

E-3 A/B, Intercambiador Gas-Gasolina: es un intercambiador de casco y tubo que tiene dos carcasas en serie. Cada carcasa es de 0.26 m de dimetro y 15.2 m de largo. Los tubos son de BWG 16. En los cabezales el intercambiador cuenta con boquillas de dispersin que se utilizan para inyectar MEG. El calor intercambiado es 2.4 MMBtu/h. La presin de diseo de los tubos y el casco es de 1395 psig.

F-2, Filtro Separador de Gas de Salida: es un filtro vertical con dos cmaras, una cmara inferior y otra superior. En la cmara superior se encuentran elementos ciclnicos fijos que no requieren recambio para separar partculas lquidas y slidas. El recipiente es de 0.66 m de dimetro y 3.6 m de longitud entre tangentes. La presin de diseo de este equipo es de 1395 psig.

V-2, Separador Fro: es un separador trifsico horizontal que tiene una bota en la que se separa el MEG que fue inyectado previamente en el proceso. Tiene un demister en la salida del gas y un coalescedor que favorece la separacin de fases en la entrada. El recipiente es de 1.5 m de dimetro y 9.2 m de largo. La bota, que cuenta con un serpentn, es de 0.9 m de dimetro y 1.15 m de alto. La presin de diseo del equipo es de 1395 psig.

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

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

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

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

La presin del tren de enfriamiento se mantiene lo ms alta posible con el controlador de presin PIC-03021 que acta sobre la vlvula Joule-Thomson PV-03021. La presin aguas abajo de esta vlvula se deja fluctuar de acuerdo a la presin en que se est operando el gasoducto, y aguas arriba de la misma se la trata de mantener lo ms alta posible. De este modo se logra, en la vlvula Joule-Thomson, el mayor aprovechamiento de la presin para continuar enfriando el gas por expansin. El salto de presin que se logra en la vlvula Joule-Thomson durante la operacin normal es de aproximadamente 76 psi con lo que se logra disminuir la temperatura del gas 2.5C ms. Como resultado final, se obtienen a la entrada del separador fro V-2 17.5C.

El propano vapor sale del chiller E-2 A chocando contra dos placas deflectoras para evitar arrastrar gotas de propano lquido. El nivel de propano se controla con el LT-03003 y la vlvula LV-03003, que es la que regula la entrada de propano lquido al chiller E-2 A. Al atravesar esta vlvula el propano se enfra hasta su punto de burbuja a la presin de operacin del equipo, que es de 20 psig, e ingresa al chiller E-2 A. Una porcin de la corriente de propano lquido bypassea la LV-03003 y permanece caliente para entregar su calor, a travs del serpentn de la bota, al aceite del compresor separado en ella. Luego se une nuevamente con la corriente fra de propano para ingresar al chiller E-2 A.

El chiller E-2 A posee tambin una serie de boquillas por las que se inyecta propano vapor caliente directamente de la descarga del compresor. Esta inyeccin se utiliza nicamente cuando se est procesando un caudal bajo de gas, dado que la cantidad de propano que se evaporara en este caso, sera menor que aquella para la cual se dise el compresor.

Dado que la presin de diseo del lado tubos es de 1395 psig y la del lado carcasa es de 250 psig, el chiller E-2 A cuenta con vlvulas de seguridad diseadas para rotura de tubos y seteadas a 250 psig.

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

El gas residual abandona el separador fro V-2 A atravesando un demister que retiene cualquier partcula lquida que pudiera ser arrastrada por el gas, e ingresa al filtro separador de gas de salida F-2 A en el que se separan partculas slidas

y lquidas de hasta 3 m. Este filtro posee dos cmaras, una inferior y una superior. En la cmara superior se encuentran elementos ciclnicos fijos, que no requieren recambio, y que favorecen la coalescencia de las gotas de gasolina que an pudiera tener el gas. Este filtro est ubicado aguas abajo del separador fro V-2 porque es ms fcil separar las partculas lquidas del gas fro.

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

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

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

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

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

El separador fro V-2 A dispone de vlvulas de seguridad diseadas por incendio y seteadas a 1395 psig.

2.4. UNIDAD DE ENDULZAMIENTOEl endulzamiento del gas se realiza mediante una absorcin con amina. Cada tren cuenta con una unidad de amina que puede procesar entre el 25% y el 45% del caudal total de gas que se procesa en l, que corresponden aproximadamente a 1.7 MMSCMD y 3 MMSCMD.

Equipos principales:

A-403 A/B, Aeroenfriador de Amina Pobre: es un aeroenfriador de 11m de largo por 3.5m de ancho. Tiene dos bahas con un mazo de tubos cada una. Los tubos son de 1 BWG 14 y 11m de largo, y tienen una presin de diseo de 150 psig. El calor intercambiado en es del orden de los 18 MMBtu/hr. Cada baha tiene dos ventiladores con motores de 30 HP.

A-404, Aerocondensador de Torre Regeneradora de Amina: es un aeroenfriador de 11m de largo por 3m de ancho. Tiene solamente una baha con un mazo de tubos. Los tubos son de 1 BWG 16 y 11m de largo, y tienen una presin de diseo de 50 psig. El calor intercambiado en es del orden de los 7.4 MMBtu/hr. La baha tiene dos ventiladores con motores de 20 HP.

E-401 A/B, Intercambiador Amina Rica-Amina Pobre: es un intercambiador de 49 placas paralelas, de 1.65m de alto, 0.53m de ancho y 0.19m de profundidad. El calor intercambiado es aproximadamente 6.8 MMBtu/h y la presin de diseo del equipo es de 150 psig.

E-402, Reboiler de Torre Regeneradora de Amina: es un intercambiador vertical de tipo termosifn. La carcasa tiene 1.1 m de dimetro y 4.9 m de largo. Los tubos son de BWG 16. El calor intercambiado es de 27 MMBtu/h. La presin de diseo del lado tubos es de 50 psig y la del lado carcasa 85 psig.

E-410, Intercambiador Gas cido-Gas Dulce: es un intercambiador horizontal de casco y tubo. El casco tiene 0.8 m de dimetro y los tubos son de BWG 14 y 4.5m de largo. El calor intercambiado es de 5.6 MMBtu/h. La presin de diseo del lado tubos es de 1393 psig y la del lado carcasa 1395 psig.

F-402, Filtro Coalescedor de Gas cido de Entrada: es un filtro vertical coalescedor que est dividido en dos cmaras, una inferior y otra superior. La cmara inferior posee un dispositivo de entrada para favorecer la coalescencia de las gotas que ingresan con el gas. El filtro tiene un dimetro de 0.8 m y 2.75 m de alto. La presin de diseo del filtro es de 1395 psig.

F-403, Filtro Coalescedor de Gas Dulce de Salida: es un filtro coalescente vertical de 0.8 m de dimetro y 2.75 m de alto, que est dividido en dos cmaras, una inferior y otra superior. La presin de diseo del filtro es de 1393 psig.

F-408, Pre-Filtro de Partculas de Amina Rica: es filtro mecnico vertical de 0.9 m de dimetro y 1.25 m de alto que remueve partculas slidas de tamao mayor a 5 . La presin de diseo del filtro es de 150 psig y est construido en acero inoxidable.

F-409, Filtro de Carbn Activado de Amina Rica: es un filtro vertical de 3.25 m de dimetro y 4.8 m de altura. Est relleno de carbn activado y tiene conexiones para permitir el contralavado del mismo con agua tratada. La presin de diseo del filtro es de 150 psig.

F-410, Post-Filtro de Partculas de Amina Rica: es filtro mecnico vertical de 0.9 m de dimetro y 1.25 m de alto que remueve partculas slidas de tamao mayor a 5 . La presin de diseo del filtro es de 150 psig y est construido en acero inoxidable.

P-401 A/B, Bombas Booster de Amina Pobre: son bombas centrfugas modelo In Line 4x3V-13 de Flowsere Durco Pumps. Se disearon para operar con un caudal de 500 gpm y elevar al fluido una altura de 140 ft. Tiene un motor elctrico de 40 HP.

P-404 A/B, Bombas de Reflujo de la Torre Regeneradora de Amina: son bombas centrfugas modelo In Line 2x1.5V-6 de Flowserve Durco Pumps. Se disearon para operar con un caudal de 30 gpm y elevar al fluido una altura de 113 ft. Tiene un motor elctrico de 5 HP.

P-406 A/B/C, Bombas de Amina Pobre: son bombas centrfugas de 10 etapas modelo DVMX 3x4x9 B de Flowserve. Se disearon para operar con un caudal de 256 gpm y elevar al fluido una altura de 2848 ft. Tiene un motor elctrico de 360 HP. Estas bombas cuentan con dispositivos de seguridad que la protegen por alta temperatura de los cojinetes, alta temperatura del bobinado

y carcasa del motor, alta vibracin, prdida del fluido del sello, alta y baja presin de descarga y muy baja presin de succin.

P-420, Bombas del Tanque Sumidero de Amina: son bombas de cavidad progresiva modelo E2DS 600 de Bornemann Pumps, diseadas para operar con 26.5 gpm y elevar al fluido una altura de 195 ft. Tiene un motor elctrico de 5.5 HP.

P-430 A/B, Bombas de Antiespumante: son bombas neumticas a pistn modelo LU 3.1 DC 800 P de Mirbla. Se disearon para operar con 5.5 gph y con una presin de descarga de 1335 psig.

T-401, Torre Contactora de Amina: es una torre contactora de 1.7 m de dimetro y 18.3 m de altura cilndrica. Tiene 20 platos de un paso construidos en acero al carbono con vlvulas construidas en acero inoxidable. La torre tiene en el tope un demister para evitar el arrastre de gotas y 1 de espesor de aislacin hasta los 12.2 m de altura. La presin de diseo de la torre es de 1393 psig.

T-403, Torre Regeneradora de Amina: es una columna de destilacin de 2 m de dimetro y 21.3 m de altura. El tercio superior est construido en acero inoxidable y el resto es de acero al carbono. Tiene 22 platos de vlvulas de acero inoxidable. La presin de diseo de la torre es de 50 psig.

T-404, Columna Lavadora del Flash de Amina: es una torre rellena con anillos Nutre 0.7 de 316L, que est colocada sobre el separador flash de amina V-404. Tiene 0.3 m de dimetro y 3 m de altura. En el tope tiene un demister para evitar el arrastre de gotas. La presin de diseo es de 150 psig.

TK-409, Tanque de Almacenaje de Amina: es un tanque API construido en acero al carbono de 6.4 m de dimetro y 5.05 m de altura, diseado para contener 150 m3 de amina fresca. Tiene un blanketing de 50 mmca, venteo seteado a 75 mmca y una vlvula de presin y vaco seteada a 85/-22 mmca.

TK-421, Tanque de Almacenaje de Agua Tratada: es un tanque API de acero al carbono pintado interiormente con epoxi, de 7.9 m de dimetro y 5.05 m de altura, diseado para contener 150 m3 agua.

V-403, Separador de Gas Dulce: es un recipiente horizontal de 1.3 m de dimetro y 7.2 m de longitud entre tangentes. Tiene un demister en la salida de gas y presin de diseo de 1393 psig.

V-404, Separador Flash de Amina: es un separador trifsico horizontal de 1.9 m de dimetro y 9 m de longitud entre tangentes. Cuenta con un skimmer manual para drenar la fase lquida superior, que son hidrocarburos condensados, y con un visor de flujo. Tiene gas de blanketing a 74 psig. La presin de diseo es de 150 psig.

V-405, Acumulador de Reflujo de la Regeneradora de Amina: es un recipiente horizontal de acero inoxidable 316L, de 0.9 m de dimetro y 2.5 m de longitud entre tangentes. Tiene un demister en la salida de gas y un skimmer manual con visor de flujo en la caera por la que se descargan los hidrocarburos condensados que puedan aparecer en el reflujo. La presin de diseo del recipiente es de 50 psig.

V-410, Knock Out Drum de Gas cido: es un recipiente horizontal de 1.2 m de dimetro y 4 m de longitud entre tangentes. La presin de diseo de 30 psig.

V-414, Pulmn de Amina: es un recipiente horizontal de 1.9 m de dimetro y 7.8 m de longitud. Tiene un blanketing de 43 psig, venteo a 50 psig a flare y una presin de diseo de 150 psig.

La corriente de gas de entrada a la unidad de amina se filtra en el filtro coalescedor de gas cido de entrada F-402. Este es un filtro coalescedor en el que se remueven las pequeas gotas de lquido arrastrado que forman aerosoles o nieblas, y las partculas slidas superiores a 0,3 . El filtro tiene dos cmaras; la cmara inferior, que es por la que ingresa el gas y en la que se recogen las partculas grandes de lquido, y la cmara superior que es en la que se encuentran los elementos filtrantes. Como el gas fluye a travs de los elementos filtrantes, el lquido residual coalesce y forma gotas ms grandes que caen hacia el fondo de la cmara superior. El lquido que se acumula en ambas cmaras se enva al separador flash de condensados V-8. Para asegurarse un determinado nivel de lquido en las dos cmaras, cada una cuenta con un controlador de nivel que acta sobre las vlvulas de salida de condensados hacia el separador flash de condensado V-8. Estas vlvulas son las LV-16008 para la cmara superior y la LV-16012 para la cmara inferior. Las dos vlvulas se cierran por muy bajo nivel de lquido en las cmaras.

El filtro coalescedor de gas cido de entrada F-402 cuenta con vlvulas de seguridad diseadas por incendio y seteadas a 1395 psig y un transmisor de presin diferencial con alarma por alta presin diferencial PDT-16009 que indica la colmatacin de los elementos filtrantes. Este filtro cuenta tambin con una conexin de by pass que permite continuar operando la planta durante el cambio de los elementos filtrantes.

Aguas abajo de la unin de las lneas por las que sale el condensado de las cmaras del filtro coalescedor de gas cido de entrada F-402, se encuentra un cambio de serie de 600# a 300#.

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

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

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

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

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

Por el fondo de la torre contactora de amina T-401 se recoge la solucin de amina rica en dixido de carbono, y se enva al separador flash de amina V-404 a travs de las vlvulas LV-37010 donde se produce un gran salto de presin y un cambio de serie de 600# a 150#. Estas vlvulas reciben la seal del trasmisor de nivel LT-37010. Aguas arriba de las LV-37010 se encuentra la SDV-37105 donde se realiza el cambio de material de acero al carbono a acero inoxidable, debido al incremento del potencial de corrosin por la presencia de CO2 libre.

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

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

El gas de flash asciende hacia la columna lavadora del flash de amina T-404. Dentro de dicha columna el gas de flash es tratado en un lecho de relleno desordenado con una pequea corriente de amina pobre proveniente de la descarga de las bombas de amina pobre P-406 A/B/C y cuyo caudal est regulado por una vlvula aguja ubicada aguas abajo de la placa orificio RO-18001 en la lnea de entrada de amina pobre a la columna lavadora del flash de amina T-404. La amina pobre absorbe el dixido de carbono del gas de flash y luego se mezcla con la amina rica que se encuentra en el separador flash de amina V-404. El gas tratado sale por el tope de la columna lavadora del flash de amina T-404 a travs de la PV-18006. Esta vlvula recibe seales del controlador de presin PIC-18006, que controla la presin del flash, y del trasmisor de presin PT-18006 que controla la presin de entrada a los quemadores del horno de aceite trmico H-201. Para mantener la presin de operacin del flash, se cuenta tambin con la vlvula PV-18007 que alivia la sobrepresin del flash descargando directamente al sistema de venteos.

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

El nivel de lquidos del separador flash de amina V-404 se controla con el controlador de nivel LT-37017 que regula la apertura de la LV-37017 ubicada inmediatamente aguas arriba de la entrada de la amina rica a la torre regeneradora de amina T-403. Este separador cuenta tambin con vlvulas de seguridad diseadas considerando la traba abierta de las vlvulas LV-37010 y seteadas a 150 psig.

La amina rica sale por el fondo del separador flash de amina V-404 y se enva a al pre filtro de partculas de amina rica F-408, donde se remueven partculas slidas de tamao mayor a 5 . Luego ingresa al filtro de carbn activado de amina rica F-409 que es un filtro cuyo relleno de carbn activado permite remover los hidrocarburos pesados y las impurezas solubles y productos de degradacin de la solucin de amina a travs de su superficie activa. Esto reduce la tendencia de la amina a la formacin de espuma. Dentro de este filtro la amina rica es forzada a fluir hacia abajo a travs de un lecho de 4m de profundidad. Finalmente la amina se filtra en el post filtro de partculas de amina rica F-410 que es similar al pre filtro de partculas de amina rica F-408 y se utiliza para remover las partculas de carbn activado que pudieran escaparse del filtro de carbn activado de amina rica F-409. Todos estos filtros disponen de trasmisores de presin diferencial con alarma por alta presin diferencial que indican la colmatacin de los elementos filtrantes, en el caso de los filtros de partculas de amina rica F-408 y F-410, y taponamiento, que no necesariamente implica prdida de actividad, en el filtro de carbn activado de amina rica F-409, que se puede solucionar realizando un contralavado. Cuentan tambin vlvulas de seguridad diseadas por fuego y seteadas a 150 psig.

En los trenes de procesos #1 y #2 el pre filtro de partculas de amina rica F-408, el filtro de carbn activado de amina rica F-409 y el post filtro de partculas de amina rica F-410 estn separados en dos subtrenes cada uno diseado al 100% de la capacidad de procesamiento de cada tren.

Una vez filtrada la amina rica se precalienta en el intercambiador amina rica-amina pobre E-401 y se enva a la torre regeneradora de amina T-403 a la cual la amina rica ingresa por encima del tercer plato. El intercambiador amina rica-amina pobre E-401 cuenta con trasmisores de presin diferencial con alarma por alta presin diferencial en las lneas de amina rica y en las de amina pobre. Tambin cuenta con vlvulas de seguridad para alivio trmico del caudal que pudiera quedar atrapado en las placas del intercambiador, tanto de amina rica como de amina pobre. La presin de set de estas vlvulas es de 150 psig.

Cada tren de procesos, tren #1 y tren #2, cuenta con dos intercambiadores de amina rica- amina pobre E-401 que estn diseados para procesar cada uno el 50% de la capacidad de un tren.

En la torre regeneradora de amina T-403 el dixido de carbono absorbido por la amina en la torre contactora de amina T-401 es desorbido de la solucin de amina rica con el vapor de agua que se genera en el reboiler de la torre regeneradora de amina E-402. El caudal de aceite trmico del reboiler se controla con el controlador de caudal FIC-31019. Este controlador trabaja en un lazo en cascada entre la temperatura del tope de la torre regeneradora de amina y el caudal de aceite trmico que sale del reboiler de la torre regeneradora de amina E-402.

La presin de operacin de la torre regeneradora de amina T-403 se mantiene en 24 psig por medio de la vlvula de control de presin PV-21010 ubicada aguas abajo del acumulador de reflujo de la regeneradora de aminas V-405. Adems

cuenta con blanketing seteado a 3 psig para evitar ingreso de aire, que pueda degradar la amina, durante una parada. La torre cuenta con vlvulas de seguridad diseadas por prdida de los motores del aerocondensador de la torre regeneradora de amina A-404 y seteadas a 50 psig y con un transmisor de presin diferencial con alarma por alta presin diferencial que indica la posible formacin de espuma dentro de la torre.

Por el fondo de la torre regeneradora de amina T-403 sale la amina pobre regenerada y por el tope de la misma sale el dixido de carbono saturado en agua.

La amina pobre se enva por medio de las bombas booster de amina pobre P-401 al intercambiador amina rica-amina pobre E-401. Estas bombas cuentan con un variador de velocidad con el que se regula el caudal de descarga de las mismas en funcin del nivel de lquido en la torre regeneradora de amina T-403. Antes de ingresar al intercambiador amina rica-amina pobre E-401 la amina pobre se filtra en el filtro canasto de amina pobre F-407. La amina pobre que abandona el intercambiador amina rica-amina pobre E-401 contina enfrindose en el aeroenfriador de amina pobre A-403 en el que la temperatura de salida de la amina se controla con variadores de velocidad en los motores de los ventiladores. Luego la amina pobre se dirige al pulmn de amina V-414.

La corriente de vapor con dixido de carbono que abandona por el tope la torre regeneradora de amina T-403 se enva al aerocondensador de la torre regeneradora de amina A-404. All condensa la mayor parte del vapor de agua que contiene la corriente y se dirige al acumulador de reflujo de la regeneradora de amina V-405. La temperatura de condensacin se controla a travs de lazo entre el controlador de temperatura TIC-37074 y el variador de velocidad SC-37074. En este acumulador se separan el vapor, que se denomina gas cido por su alto contenido en dixido de carbono, y el lquido condensado.

La corriente de gas cido que abandona el acumulador de reflujo de la regeneradora de amina V-405 se enva al knock out drum de gas cido V-410 donde se terminan de separar los lquidos del gas cido. Los lquidos que puedan acumularse en el knock out drum de gas cido V-410 se drenan utiliz