Planta Separadora Gran Chaco

TEMA: PLANTA SEPARADORA GRAN CHACO GRUPO:”A”

ING: ROMULO BARBA PEDRAZA Hoja: 1 de 38

“PLANTA SEPARADORA DE LIQUIDOS

GRAN CHACO”

29 de abril del 2015



INTEGRANTES:

PATTZI CESPEDES ALEXI LUSIA CHAVEZ BARBA JUIO CESAR RICO ROCA DANIEL CORTEZ CARLOS PEREYRA



INDICE

1. ANTECEDENTES........................................................................................................................ 8

2. OBJETIVO................................................................................................................................... 9

3. DEFINICIONES............................................................................................................................ 9

4. RESPOSABILIDADES..............................................................................................................12

4.1. REQUERIMIENTO POR CONFLICTO......................................................................................12

5. UBICACIÓN Y LOCALIZACIÓN DE PLANTA..........................................................................12

6. DESCRIPCION DEL PROCESO...............................................................................................13

6.1. INTRODUCCIÓN....................................................................................................................... 13

6.2. DESCRIPCION DEL PROCESO...............................................................................................15

6.2.1. ENTRADA DE PLANTA............................................................................................................15

6.2.2. UNIDAD DE FILTRADO Y DESHIDRATACIÓN DE GAS DE ALIMENTACIÓN......................16

6.2.3. SISTEMA DE REGENERACIÓN DE DESHIDRATADORES....................................................16

6.2.4. UNIDADES CRIOGÉNICAS......................................................................................................17

6.2.4.1. MODO RECUPERACIÓN DE ETANO...............................................................................18

6.2.4.2. MODO RECHAZO DE ETANO...........................................................................................20

6.2.5. FRACCIONAMIENTO................................................................................................................21

6.2.5.1. RECUPERACIÓN DE ETANO............................................................................................21

6.2.5.1.1. SISTEMA DE PROPANO...............................................................................................23

6.2.5.1.2. ALMACENAJE DE PROPANO......................................................................................25

6.2.5.2. RECUPERACIÓN DE GLP.................................................................................................25

6.2.5.3. RECUPERACIÓN DE ISOPENTANO Y GASOLINA ESTABILIZADA..............................26

6.2.6. UNIDAD DE COMPRESIÓN DE GAS RESIDUAL....................................................................27

6.2.7. SALIDA DE PLANTA................................................................................................................28

6.2.8. ALMACENAJE Y ENVIO PRODUCCION.................................................................................29

6.2.8.1. GLP..................................................................................................................................... 29

6.2.8.2. ISOPENTANO....................................................................................................................29

6.2.8.3. GASOLINA......................................................................................................................... 30



6.2.8.4. DESCARGA DE CAMIONES HACIA ESFERAS V-607 A/B/C/D......................................30

6.2.8.5. RECIRCULACIÓN DE PRODUCTO FUERA DE ESPECIFICACIÓN................................31

6.2.9. SISTEMAS AUXILIARES..........................................................................................................31

6.2.9.1. SISTEMA DE METANOL...................................................................................................31

6.2.9.2. SISTEMA DE AIRE DE PLANTA E INSTRUMENTOS......................................................31

6.2.9.3. SISTEMA DE NITRÓGENO...............................................................................................32

6.2.9.4. SISTEMA DE FUEL GAS...................................................................................................33

6.2.9.5. SISTEMA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA.......................................................................34

6.2.9.6. SISTEMA DE AGUA TRATADA, POTABLE Y DE INCENDIO..........................................35

6.2.10. SISTEMA DE ANTORCHA.................................................................................................36

6.2.10.1. ANTORCHA................................................................................................................... 36

6.2.10.2. ANTORCHA FRIA..........................................................................................................37

6.2.11. SISTEMA DE DRENAJES Y TRATAMIENTO DE AGUAS...............................................37

6.2.11.1. DRENAJE CERRADO....................................................................................................37

6.2.11.2. DRENAJE ABIERTO......................................................................................................37

6.2.11.3. SISTEMA PLUVIAL.......................................................................................................38

6.2.11.4. SISTEMA TRATAMIENTO DE AGUAS.........................................................................38

6.2.12. SISTEMA DE HOT OIL Y CALEFACCIONADO DE GAS DE REGENERACIÓN..............39

6.2.12.1. SISTEMA DE HOT OIL..................................................................................................39

6.2.12.2. SISTEMA DE CALEFACCIÓN DE GAS DE REGENERACIÓN....................................41

6.3. VIDA ÚTIL................................................................................................................................. 41

6.4. TURNDOWN.............................................................................................................................. 41

6.5. RENDIMIENTO DE PLANTA.....................................................................................................41

7. ALCANCE................................................................................................................................. 43



PLANTA SEPARADORA DE LIQUIDO GRAN CHACO

1. ANTECEDENTES

El proceso de Nacionalización de los Hidrocarburos en Bolivia, consolido a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y por lo tanto tiene bajo su responsabilidad el abastecimiento de Gas Licuado de Petróleo GLP al mercado interno del país. La ley 3058, el Decreto de Nacionalización y las otras normas de comercialización de hidrocarburos amparan y obligan a YPFB cumplir con las necesidades de la población y su demanda diaria de GLP.

Dentro de este contexto, YPFB a través de su Gerencia General de Proyectos, Plantas y Petroquímica, plantea la contratación de una Empresa Internacional para realizar el IPC (Ingeniería Procura y Construcción) de la Construcción de la Planta Separadora de Líquidos en Gran Chaco, Planta que se encuentra en construcción, fiscalizada por empresa contratada y por el personal del Proyecto de la Planta de Separación de líquidos de Gran Chaco.

Por lo expuesto, YPFB a través de su Gerencia General de Proyectos, Plantas y Petroquímica, plantea la contratación de una Empresa de Servicios para la Operación y Mantenimiento (O&M) de la Planta Separadora de Líquidos de Gran Chaco por el lapso de dos años calendario (730 días); la planta está ubicada en el departamento de Tarija, provincia Gran Chaco, localidad de Yacuiba.

2. OBJETIVO

El Objeto de la presente Especificación Técnica para la Contratación es el de establecer los requerimientos mínimos para la ejecución del Servicio de Operación y Mantenimiento correspondiente a la Planta de Separación de Licuables Gran Chaco, propiedad de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), instalada en territorio de Bolivia.



3. DEFINICIONES

BTU/pc: British Thermal Unit / Pie Cubico

CCTV: Circuito Cerrado de Televisión.

DCS: Distributed Control System

EPP Equipo de Protección Personal, cascos, guantes, botas, arnés, protección oídos, mascarillas faciales, etc., según el tipo de actividad del servicio a desarrollar. Cuando el servicio así lo requiera, los EPP’s deberán incluir equipos especiales para protección contra la exposición a vapores de hidrocarburos, Productos/Compuestos Químicos (como Aceites, Propano, Butano, Etano, Monóxido de Carbono (CO), Dióxido de Carbono (CO2), vapores de mercurio (Hg), vapores orgánicos y gases ácidos, máscaras de protección respiratoria con filtros multigases (VO/GA/Hg/polvos en suspensión), overoles descartables auto transpirables y antiestáticos, guantes de nitrilo, botas de seguridad impermeables y otros que correspondan para un servicio seguro y mínimo riesgo para las personas.

El CONTRATANTE: Es Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), la parte que contratara los servicios Operación y Mantenimiento.

El CONTRATISTA: Contratista es la parte que toma a su cargo la totalidad de la Planta Gran Chaco para realizar el Servicio de Operación y Mantenimiento de la Planta de Separación de Líquidos de Gran Chaco.

EL FABRICANTE / PROVEEDOR es la parte que fabrica o provee equipos y/o servicios requeridos por el Contratante o el Contratista.

GDD: Gas Distribution Device

GGPLQ: Gerencia General de Proyecto, Plantas y Petroquímica.

GPSL: Gerencia Nacional de Plantas de Separación de Líquidos.

HAZOP: Hazard and Operability

HSE: Health, Security, Enviroment

HVAC: Heating, Ventilating & Air Conditioning

IPC: Ingeniería Procura y Construcción.

LA COMPAÑIA: YPFB o EL CONTRATANTE.



MANTENIMIENTO realizar una serie de tareas para reacondicionar o sustituir partes en un equipo o sus componentes, ya sean estas tareas por recomendación del fabricante, a intervalos regulares, una vez que un equipo o sus componentes hayan fallado, que estas fallas ocurran en emergencias o antes de que ocurran en acciones de previsión. El mantenimiento podrá ser Predictivo, Preventivo o Correctivo, dependiendo de los planes de mantenimiento que apruebe el Contratante.

MBTU: Millón British Thermal Unit.

MMmcd: Millones de Metros Cúbicos por día.

MMpcd: Millones de pies cúbicos por día, siglas en inglés (MMfcd).

MI: Mercado Interno.

ME: Mercado externo.

NPS: Nominal Pipe Size

OPERACIONES: realizar actividades o acciones metódicamente a efecto de utilizar los dispositivos o sistemas para controlar los procesos industriales en las instalaciones de PSLGCH, conforme los procedimientos de trabajo.

O&M: Operación y Mantenimiento.

PAGA: Public Adress General Alarm

PHA: Preliminary Hazardous Analysis

PSLGCH: Planta de Separación de Líquidos Gran Chaco.

PIM: Plan Integral de Mantenimiento.

P&ID: Piping & Instrumentation Diagram

PM: Programa de Mantenimientos.

RDB: Reading Data Base

RF: Radio Frecuencia



REPRESENTANTE TECNICO DEL CONTRATISTA: Es la persona designada por EL CONTRATISTA ante EL CONTRATANTE que servirá de enlace para la planificación, coordinación, supervisión, seguimiento y control de las diferentes fases de Operaciones y el Mantenimiento de todos los equipos instalados en la PSLGCH, coordinación de la revisión, seguimiento y control de las diferentes fases de operación y mantenimiento de la mencionada Planta para actuar e informar en nombre del CONTRATANTE.

REPRESENTANTE TECNICO DEL CONTRATANTE: Es la persona designada por EL CONTRATANTE que servirá de enlace con autoridad y responsabilidad para actuar en nombre de YPFB, con la finalidad de hacer cumplir la planificación, seguimiento, control en las diferentes fases de Operaciones y el Mantenimiento de todos los equipos instalados en la PSLGCH.

YPFB: YACIMIENTOS PETROLÍFEROS FISCALES BOLIVIANOS.

4. RESPOSABILIDADES

El Contratista asumirá la responsabilidad total por la Operación y Mantenimiento de la Planta de Separación de Líquidos Gran Chaco de las tareas requeridas incluidas en el alcance.

4.1. REQUERIMIENTO POR CONFLICTO

Excepto si los Códigos y las regulaciones locales fueran más exigentes, en caso de conflictos entre esta Especificación Técnica y otros documentos listados, el orden de prelación será el siguiente:

La presente Especificación Técnica.

Respuestas del Contratante en etapa de Licitación a las consultas por parte de los oferentes.

Los Códigos y Estándares Internacionales.

Las Especificaciones Particulares del Contratante.

Las Especificaciones Generales del Contratante.



Información insuficiente o conflictiva en esta Especificación Técnica no releva al Contratista de realizar los servicios requeridos de Operación y Mantenimiento cumpliendo con las reglas del buen arte basado y según el alcance del contrato.

Cualquier situación conflictiva deberá ser comunicada por escrito a la Contratante

para clarificación.

5. UBICACIÓN Y LOCALIZACIÓN DE PLANTA

La Planta de Separación de Líquidos de Gran Chaco (PSLGCH), se encuentra en el Departamento de Tarija, Provincia Gran Chaco, localidad de Yacuiba tiene una superficie de construcción de 74,5 Hectáreas.

Figura 1. Ubicación Relativa de la PSLGCH



6. DESCRIPCION DEL PROCESO

6.1. INTRODUCCIÓN

La Planta de Extracción de Licuables Gran Chaco procesa una corriente de gas natural, proveniente de tres plantas de ajuste de punto de rocío (Sábalo, San Alberto y Margarita), para obtener los siguientes productos:

Gas Residual

Etano

Gas Licuado de Petróleo (Propano + Butano)

Isopentano

Gasolina Estabilizada

La planta puede operar en dos modos, Recuperación de etano y Rechazo de etano, siendo los caudales de entrada a la Unidad variables dependiendo del caso (1137 MMSCFD para caso 1A Recuperación etano 95% y 1047 MMSCFD para caso 2A Rechazo de etano), siendo siempre el caudal de gas residual producido de 978 MMSCFD.

El gas de alimentación proveniente del Gasoducto de Integración Juana Azurduy (GIJA), ingresa a la planta y después de medir su caudal en el Puente de Medición de Gas de Entrada, la corriente es conducida hacia la Unidad de Filtración y Deshidratación. El gas comienza atravesando el Filtro Coalescedor F-101 y posteriormente ingresa a los Deshidratadores V-102 A/B/C/D reduciendo el contenido de agua, de acuerdo a los requerimientos de los equipos criogénicos. Finalmente es conducido hacia los Filtros de Polvo F-102 A/B para luego pasar a las Unidades Criogénicas.

Existen dos unidades Criogénicas, compuestas por un tren turboexpansión (1-K-101/X-101 y 2-K-101/X-101) que operan de acuerdo al proceso RSV (Recycle Split Vapor) patentado por Ortloff Engineers Ltd., donde se licuan los componentes pesados que luego son separados del gas en cada una de las torres Demetanizadoras (1-C-101 y 2-C-101), obteniéndose una corriente de Gas Residual por el tope que luego de ser comprimida es reinyectada al gasoducto.

Los líquidos obtenidos por el fondo de las torres demetanizadoras1- C-101 y 2-C-101 pasan a la zona de Fraccionamiento donde son separados. El etano contenido en la corriente de gas de alimentación es licuado cuando la planta opera en modo Recuperación de Etano, o permanece en la corriente de gas residual cuando la planta opera en modo Rechazo de Etano.



La zona de Fraccionamiento de Líquidos cuenta con tres secciones diferenciadas:

Deetanizadora C-301: cuando la Planta opera en modo Recuperación de Etano. Dicho producto será enviado hacia una Planta Petroquímica futura a través de un ducto. Cuando la Planta opera en modo Rechazo de Etano, esta torre permanece fuera de servicio.

Torre Debutanizadora C-302: esta torre es alimentada con los líquidos de fondo de las torres Demetanizadoras 1-C-101 y 2-C-101, o con los líquidos de fondo de la torre Deetanizadora C-301, de acuerdo al modo de operación de la planta. Se obtiene GLP por el tope, que puede almacenarse en esferas y enviarse o bien a cargaderos de camiones o a ducto de exportación.

Torre Deisopentanizadora C-303: esta torre es alimentada con los líquidos de fondo de la torre Debutanizadora C-302. Se produce Isopentano por el tope y Gasolina Estabilizada por el fondo. El isopentano se almacena en esferas mientras que la gasolina en tanques API (650)

Ambos productos se envían a cargaderos de camión o a ducto de exportación (común) La Unidad de Compresión de Gas Residual está compuesta por cuatro trenes (K-201 A/B/C/D) que operan en paralelo, comprimiendo el gas residual que abandona la Unidad Criogénica. Posteriormente la corriente es enfriada en los Aeroenfriadores de Gas Residual A-202 A/B/C/D y luego es conducida a través de los Filtros Coalescentes de Gas Residual F-201 A/B. Una vez que la corriente ha sido acondicionada, se mide el caudal en el Puente de Medición de Gas de Salida y finalmente es reinyectada en el Gasoducto GIJA.

La planta dispone de un bypass que garantice el suministro continuo de gas natural a gasoducto en caso de parada parcial o total de la misma, mientras no se requiera de recompresión adicional. Este bypass será operado por la planta y es independiente del bypass que el operador del GIJA implementará sobre el mismo.

6.2. DESCRIPCION DEL PROCESO



6.2.1. ENTRADA DE PLANTA

El gas proveniente del gasoducto GIJA ingresa a la planta a una presión mínima de 950 psig y a una temperatura de 95 ºF.

En la línea de entrada, antes de la SDV-0010, se deriva una alimentación de fuel gas seguro hacia el Sistema de Antorcha y Gas de Sellos de los turbocompresores y turboexpander por un lado y otra línea de alimentación al Sistema de Fuel Gas, para abastecer los consumos durante las maniobras de puesta en marcha de la planta. Ambas líneas cuentan con preacondicionamiento del gas con objeto de cumplir los requerimientos de los equipos asociados.

Dado que la presión de diseño del GIJA es superior a la de planta (1135 psig), antes de la válvula de corte SDV-0010 se instalan las válvulas de seguridad PSV-0162 A/B/C/D que protegen todas las instalaciones aguas abajo así como la línea 32¨-P-001-C1 ante un cierre inadvertido.

El caudal total de gas a procesar es medido en el Puente de Medición de Gas de Entrada, ubicado sobre la línea de ingreso aguas abajo de la derivación hacia el by-pass. Dicho puente consta de dos medidores de caudal tipo ultrasónico (uno en servicio y otro en stand-by) compensados por presión y temperatura, una toma muestras para análisis de dew point de agua y una derivación hacia el cromatógrafo para análisis de composición del gas de entrada.Posteriormente la corriente principal de gas de alimentación continúa hacia la Unidad de Filtración y Deshidratación. Si por algún motivo la Planta de Extracción de Licuables tuviese que salir de servicio, existe un By-pass Total de Planta que permite que el gas proveniente de las tres plantas de ajuste de punto de rocío continúe por el ducto sin ser procesado. Este by-pass se ubica dentro de los límites de batería y pertenece a la Planta de Extracción de Licuables.

Existe otro By-pass Total de planta, que se ubica fuera de los límites de batería, que pertenece y es operado por YPFB Transporte. Dicho by-pass permite que el gas circule por el gasoducto sin ingresar a la Planta de Extracción de Licuables.

6.2.2. UNIDAD DE FILTRADO Y DESHIDRATACIÓN DE GAS DE ALIMENTACIÓN



El propósito de esta unidad es acondicionar el gas de entrada, removiendo el agua, llevándolo a condiciones aptas para ser procesado en la Unidad Criogénica

El proceso comienza en el Filtro Coalescedor de Gas de Alimentación F-101, donde la corriente es despojada tanto de partículas sólidas como de gotas de líquido que pudieran estar presentes en el gas, para evitar el deterioro de los deshidratadores.

La concentración máxima de agua que presenta el gas de entrada es de 65 mg/Sm3 por tratarse de gas previamente acondicionado. La deshidratación se realiza por medio de adsorción con tamices moleculares y el objetivo de la operación es reducir el contenido de vapor de agua presente en el gas para evitar la formación de hielo e hidratos en la unidad de extracción de líquidos.

La unidad cuenta con cuatro Deshidratadores V-102 A/B/C/D conectados en paralelo, de los cuales tres permanecen en operación mientras que el restante se regenera. El gas procesado fluye a través de los tamices moleculares en forma descendente.

Una vez que el gas ha sido deshidratado fluye hacia los Filtros de Polvo F-102 A/B (uno en servicio y otro en stand-by), donde se eliminan todas las partículas que pudieran haberse arrastrado desde los tamices. El gas filtrado y seco pasa hacia la Unidad Criogénica.

6.2.3. SISTEMA DE REGENERACIÓN DE DESHIDRATADORES

Los tamices moleculares son regenerados utilizando una derivación del gas seco proveniente de los filtros F-102 A/B. Dicha corriente es comprimida por los compresores K-101 A/B (uno en servicio y otro en stand-by) y luego es enviada hacia el calentador E-501, asociado a los turbogeneradores de la Unidad.

El gas caliente fluye en sentido ascendente a través del lecho que se encuentre regenerando y abandona el deshidratador por el tope, para luego ser conducido hacia el Aeroenfriador de Gas de Regeneración A-101. El agua que condensa es separada de la corriente gaseosa en el Scrubber de Gas de Regeneración V-103 y luego es enviada al Sistema de Tratamiento de Agua. El gas de tope del scrubber es reinyectado a la corriente de gas de alimentación aguas arriba del filtro F-101.

Una vez desabsorbido, el lecho es enfriado con gas de regeneración frío. Las válvulas de control de temperatura del circuito de regeneración bloquean la derivación hacia el equipo E-501, mientras que habilitan totalmente el paso del gas frío a través del by-pass. De esta manera se consigue enfriar el tamiz y luego el gas que abandona el deshidratador es enfriado en el equipo A-101 y seguidamente ingresa al separador



V-103 donde se elimina cualquier líquido que pudiera haber condensado. Finalmente la corriente gaseosa retorna al proceso y es inyectada aguas arriba del filtro F-101.

Previa a la etapa de calentamiento (280ºC), se realiza una etapa de precalentamiento (120ºC)

6.2.4. UNIDADES CRIOGÉNICAS

Compuesta por dos trenes equivalentes que operan en paralelo, procesando cada uno el 50% del caudal proveniente de la Unidad de Filtración y Deshidratación.

Cada tren está compuesto por los siguientes equipos: Turboexpansor X-102 / K-102; Columna Demetanizadora C-101; Separador Frío V-104; Intercambiador Gas / Gas E-101; Reboiler Fondo Demetanizadora E-102; Reboiler Lateral E-103; Condensador Reflujo E-104; Trim Reboiler E-105; Aeroenfriador A-102; Bomba de Alimentación Deetanizadora P-101 A/B.

Tal como se explicó en las Bases de Diseño, 8535-BQ-001-E (ANEXO A1) la planta puede operar tanto en modo recuperación como rechazo de etano.Las variables de operación (P, T) varían dependiendo del modo en que se trabaje siendo además la alineación de los equipos diferente. En modo recuperación de etano el intercambiador de placas E-102/103 funciona como Reboiler, siendo el líquido de fondo de la columna bombeado con las P-101 a la columna Deetanizadora C-301. En modo rechazo de etano, el E-102/103 se encuentra fuera de servicio. El Reboiler que opera es el de hot Oil E-105.

El líquido del fondo de la Demetanizadora se envía mediante vv. de control de nivel directamente a la columna Debutanizadora, estando la P-101 y la Deetanizadora fuera de operación.

6.2.4.1. Modo Recuperación de Etano

El gas seco, que ingresa a la unidad a una temperatura de 94.17 ºF y una presión de 917 psig, es divido en dos corrientes. La primera atraviesa el Intercambiador Gas / Gas E-101, donde es enfriada y condensada parcialmente, mediante el intercambio con la corriente de gas residual frío proveniente del Condensador de Reflujo E-104. La segunda se



utiliza como medio calefactor, atravesando sucesivamente el Reboiler Fondo Demetanizadora E-102 y el Reboiler Lateral Demetanizadora E-103, enfriándose y condensado parcialmente al ceder calor al fondo y a una corriente lateral de la Columna Demetanizadora C-101.

Luego las dos corrientes bifásicas se unen nuevamente, y la corriente resultante fluye hacia el Separador Frío V-104. De este último se extrae una corriente líquida por el fondo que es enviada como alimentación inferior hacia la columna Demetanizadora C-101, y una corriente gaseosa por el tope que es dividida en dos partes. La primer parte de esta corriente gaseosa es expandida en el equipo X-102, donde es condensada parcialmente y luego es enviada hacia la columna Demetanizadora C-101 como alimentación intermedia. La segunda parte de la corriente gaseosa es totalmente condensada en el Condensador Reflujo E-104 y enviada hacia la columna Demetanizadora C-101 como reflujo inferior. En operación normal la válvula Joule-Thomson se encuentra completamente cerrada. Esta válvula se dimensiona para poder circular el 100% del caudal del X-102 ante una parada del mismo por mantenimiento, o por cualquier otra razón.

La columna Demetanizadora C-101, en modo Recuperación de Etano, opera a una temperatura de -147.1 ºF y a una presión de 342 psig en el tope, y a una temperatura de 46.2 ºF y a una presión de 348 psig en el fondo.

Los reflujos de la columna Demetanizadora C-101 se obtienen de la corriente gaseosa proveniente del Separador Frío V-104 y de una corriente de gas reciclada desde la Unidad de Compresión de Gas Residual. El reflujo proveniente de la corriente de gas reciclada ingresa a la unidad y atraviesa sucesivamente el Intercambiador Gas / Gas E-101 y el Condensador de Reflujo E-104, expandiéndose hasta alcanzar una temperatura de -152.5 ºF que es enviada al tope de la columna Demetanizadora C-101 como reflujo superior.

El reflujo proveniente de la corriente gaseosa del Separador Frío V-104 atraviesa el Condensador de Reflujo E-104, y se enviada al tope de la Columna Demetanizadora C-101 como reflujo inferior a una temperatura de -144.4 ºF.

De la columna C-101 se extraen dos corrientes líquidas (una lateral y una del fondo) que son dirigidas hacia Reboiler Lateral E-103 y hacia el Reboiler de Fondo E-102 con el objetivo de vaporizarlas parcialmente y luego reinyectarlas, aportando el caudal de vapor necesario para la operación de la columna y mejorando así la separación de compuestos.



El calor necesario es cedido por una fracción de la corriente de gas que alimenta la unidad, que a su vez es pre enfriada como se mencionó anteriormente.Del tope de la columna Demetanizadora C-101 se extrae la corriente de gas residual a una temperatura de -147.0 ºF y una presión de 342 psig. Dicha corriente inicialmente es utilizada como fuente fría en el Condensador Reflujo E-104 y luego es utilizada como fuente fría en el Intercambiador Gas / Gas E-101. Una fracción de esta corriente es enviada como alimentación hacia el Sistema de Fuel Gas de la Planta a una presión de 325 psig, mientras que el resto es comprimido por el Compresor Booster K-102 y enviado hacia la Unidad de Compresión de Gas Residual una presión de 404.4 psig.

Del fondo de la columna Demetanizadora C-101 se extrae una corriente de líquido que es conducida hacia la succión de las bombas de Alimentación Deetanizadora P-101 A/B. Dicha corriente es mezclada con la corriente de líquido proveniente del otro tren criogénico y finalmente es enviada a la Columna Deetanizadora.

6.2.4.2. Modo Rechazo de Etano

El gas seco, que ingresa a la unidad a una temperatura de 94.0 ºF y una presión de 916 psig, atraviesa el Intercambiador Gas / Gas E-101, donde es pre enfriada y condensada parcialmente, cediendo calor a una corriente proveniente del Condensador Reflujo E-104.

La corriente bifásica resultante con temperatura de 6ºF es conducida hacia el Separador Frío V-104. De este último se extrae una corriente líquida por el fondo que es enviada como alimentación lateral hacia la columna Demetanizadora C-101, y una corriente gaseosa por el tope que es dividida en dos partes.

La primer parte de esta corriente gaseosa es expandida en el equipo X-102, donde es condensada parcialmente y luego es enviada hacia la columna Demetanizadora C-101 como alimentación lateral. La segunda parte de la corriente gaseosa es totalmente condensada en el Condensador Reflujo E-104 y enviada hacia la columna Demetanizadora C-101 como alimentación de reflujo inferior. En operación normal la válvula Joule-Thomson se encuentra completamente cerrada. Esta válvula se dimensiona para poder circular el 100% del caudal del X-102 ante una parada del mismo por mantenimiento, o por cualquier otra razón (puesta en marcha).

La columna Demetanizadora C-101, en modo Rechazo de Etano, opera a una temperatura de -105.3 ºF y a una presión de 360.0 psig en el tope, y a una temperatura 191.3 ºF y a una presión de 366.0 psig en el fondo.



Los reflujos de la columna Demetanizadora C-101 se obtienen de la corriente gaseosa proveniente del Separador Frío V-104 y de una corriente de gas reciclada desde la Unidad de Compresión de Gas Residual. El reflujo proveniente de la corriente de gas reciclada ingresa a la unidad y atraviesa sucesivamente el Intercambiador Gas / Gas E-101 y el Condensador Reflujo E-104 alcanzando una temperatura de -141.0 ºF como reflujo superior.El reflujo proveniente de la corriente gaseosa del Separador Frío V-104 llegando a una temperatura de -137.4 ºF al tope de la Columna Demetanizadora C-101 como reflujo inferior.

Desde el plato chimenea inferior de la columna Demetanizadora C-101 se extrae una corriente de líquido que es enviada hacia el Trim Reboiler E-105, con el objetivo de vaporizar parcialmente la corriente y reinyectarla por el fondo, aportando el caudal de vapor necesario para la operación de la columna y mejorando así la separación de compuestos. El líquido no vaporizado se devuelve al fondo de la columna. El calor necesario es aportado por una corriente proveniente del Sistema de Hot Oil.

Del tope de la columna Demetanizadora C-101 se extrae la corriente de gas residual a una temperatura de -105.3 ºF y una presión de 360.0 psig. Dicha corriente inicialmente es utilizada como fuente fría en el Condensador Reflujo E-104 y luego es utilizada como fuente fría en el Intercambiador Gas / Gas E-101. Una fracción de esta corriente es enviada como alimentación hacia el Sistema de Fuel Gas de la Planta mientras que el resto es comprimido por el Compresor Booster K-102 y posteriormente enfriado en el Aeroenfriador A-102, para luego ser enviada hacia la Unidad de Compresión de Gas Residual a una temperatura de 131.0 ºF y una presión de 436 psig.

Del fondo de la columna Demetanizadora C-101 se extrae una corriente de líquido a una temperatura de 191.3 ºF y una presión de 366.0 psig, que es mezclada con la corriente de líquido proveniente del otro tren criogénico y finalmente es enviada por diferencia de presión a través de una válvula de control hacia la columna Debutanizadora C-302, quedando en este modo operativo fuera de servicio las bombas P-101 A/B.

6.2.5. FRACCIONAMIENTO



La zona de Fraccionamiento de Líquidos está formada por tres secciones, que separan sucesivamente los productos licuables provenientes de la corriente líquida de la Unidad Criogénica: ETANO; GLP; ISOPENTANO Y GASOLINA

6.2.5.1. Recuperación de Etano

Esta sección opera cuando la Unidad Criogénica funciona en modo Recuperación de Etano, mientras que permanece fuera de servicio cuando dicha unidad opera en modo Rechazo de Etano. La misma está compuesta por los siguientes equipos:

Columna Deetanizadora C-301; Condensador Deetanizadora E-301; Reboiler Deetanizadora E-302; Reboiler Lateral Deetanizadora E-305; Acumulador Reflujo Deetanizadora V-302; Bomba Reflujo Deetanizadora P-301 A/B.

La columna Deetanizadora C-301 opera a una temperatura de 44.98 ºF y a una presión de 432.5 psig en el tope, y a una temperatura de 210,7 ºF y a una presión de 442,5 psig en el fondo. La misma es alimentada por los líquidos de fondo que provienen de ambos Trenes de la Unidad Criogénica (dicha corriente de líquidos previamente es utilizada como fuente fría en el intercambiador E-503 perteneciente al Sistema de Refrigeración con Propano).

La corriente gaseosa del tope abandona la columna Deetanizadora C-301 y es conducida hacia el Condensador Deetanizadora E-301, donde es enfriada hasta una temperatura de 39.7 ºF, condensando parcialmente a una presión de 425.0 psig. La fuente fría del condensador es una corriente proveniente del Sistema de Refrigeración con Propano.

La corriente bifásica ingresa al Acumulador Reflujo Deetanizadora V-302, donde se separa por el fondo una corriente líquida y una corriente gaseosa de Etano por el tope, que es enviada como producto hacia la Salida de Planta. Se incluye una reinyección del etano en la Unidad de Compresión de Gas Residual para operaciones de emergencia, pruebas, etc. La corriente líquida es conducida nuevamente hacia la columna por las Bombas Reflujo Deetanizadora P-301 A/B.

Una extracción lateral de líquido es enviada hacia el Reboiler Lateral Deetanizadora E-305, con el objetivo de vaporizarla parcialmente y reinyectarla lateralmente en la columna C-301.

Como fuente caliente se utiliza la corriente líquida de fondo que abandona la columna y cede calor antes de ser enviada hacia la siguiente subunidad. De



esta manera se consigue mantener un caudal de vapor estable a lo largo de toda la columna, evitando grandes caudales en el fondo lo que implicaría un equipo de mayor sección en la zona inferior.

Del plato chimenea inferior de la columna Deetanizadora C-301 se extrae una corriente de líquido a una temperatura de 196 ºF que es conducida hacia el Reboiler Deetanizadora E-302. En este equipo la corriente es vaporizada parcialmente hasta alcanzar una temperatura de 210,7 ºF. El calor necesario es aportado por una corriente proveniente del Sistema de Hot Oil. El vapor generado es reinyectado por debajo del último plato de la columna, mientras que el líquido remanente es devuelto al fondo del mismo equipo.

El producto líquido del fondo de la Columna C-301 cede calor en el Reboiler Lateral E-305 y luego es enviado como alimentación a la Debutanizadora C-302 donde se separará el GLP, a una temperatura de 144.9 ºF y una presión de 427.5 psig.

El Etano proveniente de la Unidad de Fraccionamiento abandonará la planta a través del ducto de etano a razón de 288800 lb/h. El caudal de etano entregado al ducto es medido en el Puente de Medición de Etano, el cual cuenta con dos medidores de caudal tipo ultrasónicos (uno en servicio y otro en stand-by) compensados por presión y temperatura, un toma muestras para análisis de dew point de agua y una derivación hacia el cromatógrafo para análisis de composición del etano.

6.2.5.1.1. Sistema de Propano

El circuito de propano está en servicio cuando la planta opera en modo Recuperación de Etano. Su finalidad es generar el reflujo líquido de la columna Deetanizadora C-301. Los equipos que componen el sistema son:

Compresor de Propano K-501 A/B/C; Condensador de Propano A-501; Acumulador de Propano V-502; Subenfriador de Propano E-503; Separador de Succión de Compresor de Propano V-503; Economizador de Propano V-504.

Los equipos K-501 A/B/C (dos en operación y uno en stand-by) son compresores tipo oil screw que descargan una corriente de propano gaseoso a una temperatura de 168.5 ºF y una presión de 275.3 psig, que es conducida hacia el aerocondensador A-501, del cual emerge en estado líquido a una temperatura de 131.0 ºF y luego es enviada hacia el acumulador V-502.



Este recipiente cilíndrico horizontal cuenta con una bota, que permite separar aceite arrastrado del compresor de propano, que pudiese estar presente como impureza y enviarla al colector de drenajes cerrados.

Posteriormente la corriente es enviada hacia el Subenfriador de Propano E-503, donde intercambia calor con la corriente fría de líquidos proveniente de la Unidad Criogénica, antes de que esta última ingrese como alimentación a la columna Deetanizadora. Así la corriente de propano se subenfría a una temperatura de 73.0 ºF.

Luego la corriente es enviada hacia el serpentín interno del scrubber de succión de compresores V-503. El propósito de este serpentín es vaporizar el líquido que pudiera proceder posteriormente de la salida del E-301 (en principio todo el propano ha sido vaporizado al haberse producido la condensación del etano procedente de la columna C- 301, para evitar que el mismo ingrese a los compresores. Posteriormente la corriente es expandida hasta una presión de 100 psig logrando que la misma se enfríe y condense parcialmente a 61,8F. Seguidamente ingresa al economizador V-504 donde el gas que se separa por el tope s inyectado en un punto intermedio del tornillo de los compresores K-501 A/B/C, y el líquido es evacuado por el fondo y posteriormente conducido hacia el condensador E-301.Antes de ingresar al condensador la corriente líquida es expandida nuevamente hasta una presión de 55 psig logrando una temperatura de 31,14 ºF. La corriente bifásica recibe la carga calórica cedida por los gases de tope de la columna C-301 y emerge del condensador E-301 completamente vaporizada a una temperatura de 32.54 ºF.

El propano gas es retornado al separador V-503 tal como se indicó con anterioridad, donde se separaría el posible líquido presente para evitar el arrastre hacia la succión de los compresores K-501 A/B/C, completando el ciclo.

Tanto la carga inicial de propano que requiere el circuito cerrado, como las reposiciones posteriores, son alimentadas desde el Tanque de Almacenaje de Propano V-615, perteneciente al Sistema de Almacenaje y Evacuación de Licuables de la planta. Dicha carga ingresa al circuito alimentando al acumulador V-502 tras pasar por los deshidratadores de propano F-503 A/B, donde se eliminaría el posible agua contenido en el propano recibido en la planta para llenar el circuito.

6.2.5.1.2. Almacenaje de Propano



El propano ingresa a la planta a través de camiones, los cuales se conectan a las líneas de descarga y ecualización a través de mangueras.

El propano es conducido hacia la succión de las bombas P-623 A/B y posteriormente filtrado por el F-605 antes de llegar al tanque V-615. Dicho tanque, tipo cilíndrico permite almacenar un volumen aproximado de 4830 ft3 de propano a temperatura ambiente, con lo cual la presión de almacenaje puede estar comprendida entre 47.4 psig y 215.2 psig (valores de presión de vapor del Propano a 23.0 ºF y 113.0 ºF respectivamente). Desde aquí el propano es tomado por las bombas P-621 A/B para ser enviado hacia el Sistema de Refrigeración de la planta, a razón de 100.0 gpm y una presión de 278.0 psig siendo deshidratado previamente.El propano no se repone de manera continua, si no que se completa el nivel del acumulador V-502 solo cuando es necesario.

6.2.5.2. Recuperación de GLP

Esta sección es alimentada desde el fondo de la Columna Deetanizadora C 301 cuando la Unidad Criogénica funciona en modo Recuperación de Etano, mientras que es alimentada desde el fondo de las Columnas Demetanizadoras 1-C-101 y 2-C-101, cuando dicha unidad opera en modo Rechazo de Etano. La misma está compuesta por los siguientes equipos:

Columna Debutanizadora C-302; Aerocondensador Debutanizadora A-301; Reboiler Debutanizadora E-303; Acumulador Reflujo Debutanizadora V-303; Bomba Reflujo Debutanizadora P-302 A/B.

La Columna Debutanizadora C-302 opera a una temperatura de 155.1 ºF y a una presión de 217.5 psig en el tope, y a una temperatura de 320.0 ºF y a una presión de 227.5 psig en el fondo. La misma es alimentada por una corriente líquida que luego de ser expandida en una válvula de control, ingresa a la columna a una temperatura de 143,7ºF y a una presión de 230 psig.

La corriente gaseosa del tope abandona la columna Debutanizadora C-302 y es conducida hacia el Aerocondensador Debutanizadora A-301, donde es enfriada hasta una temperatura de 131.6 ºF, condensando totalmente a una presión de 210.0 psig.

La corriente líquida ingresa al Acumulador Reflujo Debutanizadora V-303 y luego es evacuada por las Bombas de Reflujo Debutanizadora P-302 A/B. En condiciones normales de operación esta corriente no contiene livianos no condensables y el acumulador se encuentra inundado, pero si los hubiera los



mismos serían separados en el acumulador de reflujo para luego ser enviados al Sistema de Venteos a Antorcha.

De la descarga de las Bombas P-302 A/B se derivan dos corrientes: el reflujo que es reinyectado a la columna C-302 y el producto que es enviado hacia las Esferas de Almacenaje de LPG V-607 A/B/C/D.Del plato chimenea inferior de la columna Debutanizadora C-302 se extrae una corriente de líquido a una temperatura de 309,1 ºF que es conducida hacia el Reboiler Debutanizadora E- 303. En este equipo la corriente es vaporizada parcialmente hasta alcanzar una temperatura de 320,1 ºF. El calor necesario es aportado por una corriente proveniente del Sistema de Hot Oil. El vapor generado es reinyectado por debajo del último plato de la columna C-302, mientras que el líquido remanente es devuelto al fondo del mismo equipo.

Del fondo de la Columna Debutanizadora C-302 se extrae una corriente de líquido que es enviada como alimentación hacia la columna eisopentanizadora C-303. a una temperatura de 320.1 ºF y a una presión de 227.5 psig.

6.2.5.3. Recuperación de Isopentano y Gasolina Estabilizada

El isopentano es separado de la gasolina en la columna C-303, la cual es alimentada por el líquido de fondo proveniente de la C-302.Los equipos asociados a dicha columna son:

Columna Deisopentanizadora C-303; Aerocondensador Deisopentanizadora A-302; Aeroenfriador Gasolina A-303; Reboiler Deisopentanizadora E-304; Acumulador Reflujo Deisopentanizadora V-304; Bomba Reflujo Deisopentanizadora P-303 A/B; Bomba Fondo Deisopentanizadora P-304

La columna Deisopentanizadora C-303 opera a una temperatura de 166.4 ºF y a una presión de 42.5 psig en el tope, y a una temperatura de 223.7 ºF y a una presión de 55.0 psig en el fondo. La misma es alimentada por una corriente líquida que ingresa a la columna a una temperatura de 208.5 ºF y a una presión de 49.8 psig.

6.2.6. UNIDAD DE COMPRESIÓN DE GAS RESIDUAL



Esta unidad está compuesta por cuatro trenes de compresión (SIEMENS) que operan en paralelo, alimentados por la corriente de gas residual proveniente de ambos Trenes de la Unidad Criogénica.

Estos trenes comprimen el gas, alcanzando las condiciones establecidas en las Bases de Diseño, para que éste pueda ser enviado al gasoducto. La unidad está compuesta por los siguientes equipos:

Trenes de Compresión Gas Residual K-201 A/B/C/D; Turbina Compresores Gas Residual X-201 A/B/C/D; Aeroenfriadores Gas Residual A-202 A/B/C/D; Filtros Coalescedores Gas Residual F-201 A/B;

El Gas Residual ingresa en el colector de succión de los trenes de compresión a una temperatura de 127.0 ºF y a una presión de 404.1 psig en Modo Recuperación de Etano, y a una temperatura de 131.0 ºF y una presión de 436,1 psig en Modo Rechazo de Etano. Allí la corriente se distribuye en partes iguales alimentando los compresores alcanzando unos valores de 131.0 ºF y una presión de 1005.0 psig a la descarga. Los trenes A y B descargan en un colector común desde donde se alimenta al filtro F-201 A, mientras que los trenes C y D descargan en otro colector común desde donde se alimenta al filtro F-201 B. Estos filtros permiten eliminar trazas de aceite y partículas que pudieran ser arrastradas por el gas.

Las descargas de cada filtro se dividen en dos corrientes. La primera es enviada como reciclo hacia uno de los trenes criogénicos, mientras que la segunda se mezcla con la misma corriente proveniente del otro filtro, y luego es enviada hacia el puente de medición de Gas Residual a una temperatura de 130.8 ºF y a una presión de 1000 psig.

El sistema de compresión está concebido para permitir una operación flexible. El esquema propuesto presenta cuatro unidades instaladas de forma tal que dos de ellas corresponden a un tren criogénico, y las otras dos al tren criogénico restante. Así es posible operar con todo el tren de compresión vinculado, igualando las presiones de las unidades criogénicas, y descargando a un colector común. Es importante resaltar que ni los aeros de los compresores ni los filtros situados aguas abajo están diseñados para operar en modo 3+1 en si se quiere manejar el caudal de diseño de la planta.También es posible segregar el colector de succión, manteniendo presiones diferentes en las unidades criogénicas, y manteniendo constante la presión de descarga del sistema (p. ej: un tren criogénico operando con turboexpansor y el otro tren criogénico operando con válvula Joule – Thompson).

Del mismo modo existe una línea que permite recibir el etano producido en la Unidad de Fraccionamiento e inyectarlo en cualquiera de los dos colectores de



succión de los turbocompresores, aunque no es la operación normal prevista, siendo líneas de puesta en marcha y pruebas principalmente.

6.2.7. SALIDA DE PLANTA

El Gas Residual proviene de la Unidad de Compresión a una temperatura de 130.8 ºF (salida A-202 ABCD y a una presión algo superior a 1000 psig. El caudal de gas entregado al gasoducto es medido en el Puente de Medición de Gas Residual, el cual cuenta con dos medidores de caudal tipo ultrasónicos (uno en servicio y otro en stand-by) compensados por presión y temperatura, una toma muestras para análisis de dew point de agua y una derivación hacia el cromatógrafo para análisis de composición del Gas Residual.

Aguas abajo del puente de medición, la corriente de gas no procesada proveniente del by-pass es empalmada con la corriente de Gas Residual, y la suma de ambas corrientes es entregada al Gasoducto GIJA.

6.2.8. ALMACENAJE Y ENVIO PRODUCCION

6.2.8.1. GLP

El GLP proveniente de la Unidad de Fraccionamiento de Líquidos es almacenado en las esferas V-607 A/B/C/D en estado líquido a temperatura ambiente, con lo cual la presión de almacenaje puede estar comprendida entre 34.0 psig y 210.0 psig (valores de presión de vapor del LPG a 23 ºF y 131.6 ºF respectivamente). Las mismas tienen 80.0 ft de diámetro y cada una de ellas almacena un volumen aproximado de 235000 ft3, totalizando entre las cuatro una capacidad equivalente a cinco días de producción. Desde aquí el GLP puede ser evacuado de la planta a través de un ducto o en camiones tanque.

Hacia el ducto de GLP se bombea por medio de las bombas P-614 A/B/C, a razón de 1762.0 gpm (dos bombas en servicio y una en reserva) y una presión de operación de 1200 psig en Límite de Batería. El caudal de GLP entregado al ducto es medido en el Puente de Medición de GLP, el cual cuenta con dos medidores de caudal másicos (uno en servicio y otro en stand-by) compensados por presión y temperatura, un toma muestras y las conexiones necesaria para el Proving System de calibración. Inmediatamente aguas abajo del puente de medición el sistema cuenta con la lanzadora PL-601 que permite lanzar los scraper de inspección, cada vez que sea requerido. Normalmente este dispositivo permanece bloqueado y el GLP continúa a través de un by-pass hacia el ducto.



Con las bombas P-615 A/B/C (dos en servicio y una de reserva, con capacidad de 1586.0 gpm) se cargan camiones mediante seis cargaderos. Los gases que pudieran desprenderse como consecuencia de la operación de carga retornan a las esferas a través de la línea de ecualización. Los camiones se conectan a las líneas de carga a través de mangueras.

6.2.8.2. ISOPENTANO

El Isopentano proveniente de la columna C-303 es almacenado en las esferas V-608 A/B/C en estado líquido a temperatura ambiente, con lo cual la presión de almacenaje puede variar entre 28,4 ºF y 113 ºF o la temperatura de operación (131ºF).

Desde aquí el Isopentano puede ser evacuado de la planta a través de un ducto o en camiones tanque. Con las bombas P-616 A/B se despacha a través del ducto de Isopentano / Gasolina a razón de 152.0 gpm para obtener 1200 psig en L.B.

Las operaciones de envío de Isopentano o Gasolina se realizan en forma intermitente. El caudal entregado al ducto es medido en el Puente de Medición de Isopentano / Gasolina, el cual cuenta con dos medidores de caudal másicos (uno en servicio y otro en stand-by) compensados por presión y temperatura, un toma muestras y las conexiones necesaria para el Proving System de calibración. Inmediatamente aguas abajo del puente de medición el sistema cuenta con la lanzadora PL-602 que permite lanzar los scraper de inspección, cada vez que sea requerido. Normalmente este dispositivo permanece bloqueado y la corriente continúa a través de un by-pass hacia el ducto.

El isopentano también se exporta de la planta por medio de camiones, mediante las bombas P-617 A/B, las cuales bombean el producto a razón de 462.0 gpm hacia el cargadero de camión de Isopentano. Los gases que pudieran desprenderse como consecuencia de la operación de carga retornan a las esferas a través de la línea de ecualización. Los camiones se conectan a las líneas de carga a través de mangueras.

6.2.8.3. GASOLINA

La gasolina proveniente de la Unidad de Fraccionamiento de Líquidos es almacenada en los tanques TK-609 A/B a temperatura ambiente y presión atmosférica. Los mismos poseen una membrana interna flotante que impide tanto el escape de gases como el ingreso de aire, evitando así la formación de atmósferas explosivas.



Desde aquí la Gasolina puede ser evacuada de la planta a través de un ducto (común con el isopentano) mediante las bombas P-618 A/B (a razón de 153.0 gpm) (presión en L.B. de 1200 psig) y o en camiones tanque con las P-619 A/B (462.0 gpm).

6.2.8.4. DESCARGA DE CAMIONES HACIA ESFERAS V-607 A/B/C/D

Si eventualmente algún camión sufriese una avería, fuese cargado en exceso, o bien haya sido cargado con producto fuera de especificación, existe la posibilidad de descargar dicho camión hacia alguna de las Esferas V-607 A/B/C/D, gasolina TK-609 A/B o esferas V- 608ABC, dependiendo del fluido encerrado en el camión. Para ello se cuenta con la Bomba P-625

6.2.8.5. RECIRCULACIÓN DE PRODUCTO FUERA DE ESPECIFICACIÓN

Si eventualmente alguno de los productos líquidos almacenados estuviese fuera de especificación, existe la posibilidad de recircularlos hacia la Unidad de Fraccionamiento, para que los mismos sean reprocesados. Para ello se cuenta con las bombas P-620 A/B que pueden tomar el contenido de cualquiera de los recipientes de almacenaje V-607 A/B/C/D o V-608 A/B/C, y enviarlo hacia la alimentación de cualquiera de las columnas de fraccionamiento C-302 o C-303, según corresponda.

6.2.9. SISTEMAS AUXILIARES

6.2.9.1. Sistema de Metanol

El objetivo de este sistema es evitar la formación de hidratos en la planta en cualquier situación de operación posible (puesta en marcha, paradas, etc.)

El metanol es trasvasado hacia el acumulador por las bombas P-622 A/B. Dichas bombas, de tipo centrifugas, permiten bombear un caudal de aproximadamente 8.0 gpm.

El acumulador V-614 es un recipiente cilíndrico y funciona como pulmón y permite almacenar un volumen de aproximadamente 450.0 ft3. Desde aquí el metanol es conducido hacia la succión de las bombas de inyección P-601 A/B.

Estas últimas son eléctricas de desplazamiento positivo y las mismas son capaces de bombear aproximadamente 3.0 gpm.

6.2.9.2. Sistema de Aire de Planta e Instrumentos



Este sistema está compuesto por tres compresores de aire K-603 A/B/C (1000 SCFM total capacidad) de desde donde se alimenta la red de aire de planta y la de instrumentos.

El aire entra en el módulo de compresión y cuando llega a la presión requerida pasa a un intercambiador de calor donde el aire comprimido intercambiará el calor de compresión una corriente de aire forzada propulsada por el ventilador de refrigeración. La temperatura del aire comprimido se verá reducida hasta aproximadamente 8ºC por encima de la temperatura ambiente. Al enfriarse este aire, se producirá condensación que será dirigida al separador de condensados donde se evacuará al exterior mediante una purga de condensados. Este drenaje de condensados está dirigido hacia la arqueta de pluviales, parte del aire se deriva al pulmón V-601. Dicho tanque, de tipo cilíndrico horizontal, tiene un diámetro de 4.9 ft y una longitud entre tangentes de 16.7 ft. El mismo permite almacenar un volumen aproximado de 315.0 ft3 de aire a una presión comprendida entre 135 y 145 psig, y desde allí se alimenta la red de distribución de Aire de Servicio de la planta.

La red de aire de instrumentos está compuesta por dos trenes de filtración y secado y un pulmón, como se detalla a continuación:

Prefiltro de los Secadores de Aire F-603 A/B (uno por tren); Secadores de Aire de Instrumentos V-603 A/B/C/D (dos por tren); Filtro de Partículas de los Secadores de Aire F-601 A/B (uno por tren).

Inicialmente el aire atraviesa los prefiltros F-603 A/B/C/D donde se eliminan partículas y gotas de líquido que pudieran ser arrastradas por la corriente. Luego es conducido hacia los secadores V-603 A/B/C/D donde el aire es despojado del vapor de agua contenido logrando un punto de rocío de -40 ºF. Finalmente la corriente atraviesa los filtros de partículas F-601 A/B donde se eliminan aquellas partículas provenientes del lecho de los secadores y que pudieran ser arrastradas por el aire.

Las corrientes provenientes de cada tren se envían al Pulmón de Aire de Instrumentos V-602. Dicho tanque, de tipo cilíndrico horizontal, tiene un diámetro de 13.1 ft y una longitud entre tangentes de 49.5 ft, permitiendo almacenar un volumen aproximado de 6670.0 ft3 de aire a una presión comprendida entre 135 y 145 psig y temperatura ambiente. De acuerdo a las Bases de Diseño esta cantidad deberá ser suficiente para alimentar los consumos de la planta durante al menos 60 minutos. Desde este pulmón se alimenta la red de distribución de Aire de Instrumentos de la planta.

6.2.9.3. Sistema de Nitrógeno



El nitrógeno se usa en los intercambiadores de placas de las unidades criogénicas, blanketing de equipos y gas de barrido en la antorcha durante operación normal. Está disponible para efectuar operaciones de mantenimiento (inertizado de equipos).Consta de un pulmón para recepcionar nitrógeno líquido procedente de cisternas y un vaporizador atmosférico.

6.2.9.4. Sistema de Fuel Gas

Este sistema normalmente es alimentado por una corriente de gas residual proveniente de cualquiera de los trenes de la Unidad Criogénica, mientras que durante la operación de puesta en marcha el sistema puede ser alimentado por una corriente de gas proveniente de la Entrada de Planta (ver sección 5.1) con objeto de asegurar la puesta en marcha de los equipos cumpliendo requisitos de dew point y temperaturas de operación indicadas por los suministradores de los mismos.

La mínima temperatura del gaseoducto GIJA ha sido confirmada por YPFB en 68ºF.

Teniendo en cuenta los requerimientos de dew point y temperatura en los diferentes consumidores que necesitan fuel gas, se requiere la instalación de un sistema de precalentamiento del gas de GIJA para tal efecto. Para ello se utilizan unos filtros y calentadores. En el caso del Fuel Gas que se utiliza para la puesta en marcha, se realiza un filtrado mediante el Filtro de cartuchos F-608 y posterior calentamiento en el E-603A/B hasta 108,3ºF. Para el caso de acondicionamiento del gas para entrada a sellos, el gas es filtrado por el F-607 y es calentado hasta 140ºF en los E-602A/B. Por último el fuel gas dirigido hacia antorcha es filtrado por el F-609 y calentado en los E-604A/B hasta una temperatura de 100ºF.

Tal como se indicaba en el primer párrafo, las líneas de fuel gas empleadas para operar la planta ingresan a un colector que conduce la corriente de gas hacia el Separador de Gas Combustible V-605, que funciona como pulmón de fuel gas y permite a su vez separar las gotas de líquido que pudieran ser arrastradas por la corriente de alimentación del sistema.

Los líquidos que se acumulan en el fondo son enviados al sistema de Drenajes Cerrados de la planta, mientras que por el tope se alimenta el colector de distribución de gas combustible.

Este colector se divide en dos subcolectores que abastecen los consumos de Fuel Gas de Media Presión y Baja Presión (24 barg / 7 barg).



Consumos de Fuel Gas de Media Presión: Generadores Eléctricos Principales G-601 A/B/C; Turbocompresores de Gas Residual X-201 A/B/C/D.

Consumos de Fuel Gas de Baja Presión: Blanketing Calentador de Hot Oil E-502 A/B/C/D; Horno pirolítico Gas de Barrido para Subcolectores de Antorcha L-401; Gas de Barrido Subcolectores de Antorcha Fría L-402.

Desde la línea de gas de entrada a la planta se deriva una línea de Fuel Gas que alimenta aquellos consumos que requieren un suministro de Fuel Gas Seguro: Panel de Ignición de Antorchas L-401 / L-402; Pilotos de Antorcha L-401; Pilotos de Antorcha L-402; Sellos turbocompresores/turboexpander

6.2.9.5. Sistema de Generación Eléctrica

Este sistema cuenta con los siguientes equipos: Generadores Eléctricos Principales G-601 A/B/C; Generadores Eléctricos de Emergencia Diesel

La potencia eléctrica consumida en la planta normalmente es suministrada por los generadores eléctricos trifásicos G-601 A/B/C (dos funcionando en paralelo y el tercero en stand-by), que alimentan toda la red de la Planta. Cada generador es motorizado por una turbina de gas, X-601 A/B/C, alimentada desde el subcolector de Fuel Gas de Media Presión. Los gases de escape calientes procedentes de los turbogeneradores G-601 A/B/C son conducidos hacia el equipo E-501. Allí los gases son utilizados como fuente caliente para la regeneración del gas procedente de los deshidratadores V-102A/B/C/D.

El sistema también cuenta con los generadores diesel, que funcionan como fuente eléctrica alternativa en caso de emergencia y para la puesta en marcha. Dichos generadores son motorizados por equipos diesel autoalimentados.

6.2.9.6. Sistema de Agua Tratada, Potable y de Incendio



La alimentación de agua a la planta se obtiene a partir de pozos de agua dulce extrayendo la misma con las bombas P-609. El agua dulce se hace pasar por los filtros F-602 A/B, donde se retienen las partículas sólidas que pudieran ser arrastradas, dejando el agua dulce en condiciones para ser almacenada en el Tanque de Agua de Servicio TK-603 y para alimentar el Sistema de Agua de Incendio TK-606. Al tanque de agua de proceso se le añade cloro mientras que al de contraincendios un biocida.

AGUA TRATADA Y POTABLE

La alimentación de agua filtrada y clorada ingresa al sistema y es almacenada en el tanque TK-603. Este tanque, tipo API de techo fijo, tiene 44.5 ft de diámetro y permite almacenar un volumen aproximado de 36600.0 ft3 de agua.Las bombas P-606 A/B envían el agua del TK-603 hacia los sistemas de agua tratada y potable a razón de 76.0 gpm).

El tanque de agua tratada TK-605, tipo API de techo fijo, tiene 22.1 ft de diámetro y permite almacenar un volumen aproximado de 9000.0 ft3 de agua tratada para el consumo industrial de la planta. Desde aquí las bombas P-608 A/B alimentan la Red de Agua Tratada pudiendo suministrar un caudal de 41.0 gpm a una presión de 98.0 psig.

En la M-602 se realiza un análisis químico con motivo de controlar la calidad especificada de agua potable en modo continuó, de acuerdo a la Norma Boliviana NB-512El sistema de agua potable cuenta con un tanque tipo API de techo fijo, de 16.3 ft de diámetro, y permite almacenar un volumen aproximado de 4800 ft3 de agua potable. Desde aquí las bombas P-607 A/B alimentan la Red de Agua Potable, pudiendo suministrar un caudal de 26.0 gpm a una presión de 48.0 psig. El rechazo del tratamiento de agua potable es conducido desde la Unidad de potabilización hasta la fosa M-608, y desde aquí hasta el TK-602 para su posterior evacuación mediante camiones. Se añade cloro al tanque de agua potable garantizándose por medio de una recirculación su homogeneidad.

SISTEMA AGUA CONTRAINCENDIOS

Al agua de los pozos, una vez filtrada, se le inyecta un Biocida para inhibir la proliferación de microorganismos, y luego se almacena en el tanque TK-606. Este tanque, tipo API de techo fijo, tiene un diámetro de 95,12 ft y permite almacenar un volumen útil aproximado de 21000 ft3 de agua, para alimentar la red de Agua de Incendio de la planta.

Dicha red es alimentada por las bombas jockey P-611 A/B y las bombas P-610 A/B. Las primeras cuentan con motores eléctricos y bombean un caudal



aproximado de 40 gpm a una presión de 185.0 psig. Las mismas funcionan de manera continua, recirculando un caudal mínimo, con el objetivo de mantener la presión del anillo de incendio y satisfacer las bajas demandas de agua. Las segundas son motorizadas por máquinas diesel y bombean una caudal aproximado de 5000.0 gpm a una presión de 189,5 psig, entrando en servicio cuando la demanda de agua es alta. Los motores diesel de estas bombas son alimentados desde los tanques TK-607 A/B, tipo cilíndricos horizontales de cabezales toriesféricos, de 5.2 ft de diámetro y 8.5 ft de longitud entre tangentes, que almacenan un volumen aproximado de 180.0 ft3 de combustible. Estos tanques son abastecidos periódicamente por camiones que descargan el diesel a través del Filtro F-606 y la Bomba P-624, a razón de 40.0 gpm.

6.2.10. SISTEMA DE ANTORCHA

6.2.10.1. ANTORCHA

Este sistema está construido en acero al carbono y constituido por los siguientes equipos Knock Out Drum de Antorcha V-401; Antorcha L-401; Bombas de Knock Out Drum de Antorcha P-401 A/B.

Este sistema recibe las descargas de PSVs, BDVs y venteos conducidos (de acuerdo a la Ingeniería Básica). Los gases del KO son quemados en la antorcha, del tipo “open ground flare”. Los HC líquidos son bombeados por las P-401 al tanque de slop TK-401.

6.2.10.2. ANTORCHA FRIA

Construido en acero inoxidable. Knock Out Drum de Antorcha Fría V-403; Antorcha Fría L-402; Bombas de Knock Out Drum de Antorcha Fría P-407 A/B.

Este sistema recibe las descargas de PSVs, BDVs y venteos conducidos (de acuerdo a la Ingeniería Básica) de la zona criogénica y de aquellos puntos en que se pueda obtener una T menor de -45ºC. Los gases del KO son quemados en la antorcha, del tipo “open ground flare”. Los HC líquidos son bombeados hacia las esferas.

6.2.11. SISTEMA DE DRENAJES Y TRATAMIENTO DE AGUAS



El Sistema de Drenajes de la Unidad está formado por: Drenaje cerrado Drenaje abierto Drenaje pluvial contaminado

6.2.11.1. Drenaje Cerrado

El sistema de drenaje cerrado está constituido por dos redes diferentes. Una red fría (recoge drenajes zona criogénica en inoxidable) y una normal, en acero al carbono, que recoge los hidrocarburos de los equipos al parar la planta y drenar los mismos.

El HC del drenaje cerrado normal se envía hacia el depósito enterrado V-404 y de ahí con las bombas P-408 al tanque slop TK-401, tipo API de techo fijo, tiene 15.6 ft de diámetro y un volumen aproximado de 2900.0 ft3. De aquí es recogido en camiones cisterna por las bombas P-403 A/B, a razón de 35.0 gpm a una presión de 6.0 psig.

El HC procedente de la zona criogénica se envía vía aérea al KO frío de antorcha V-403 y de ahí a las esferas tal como se indica en la sección 5.10.2

6.2.11.2. Drenaje Abierto

Este sistema tiene por objeto recolectar el agua aceitosa que se obtiene al lavar los equipos de proceso después de paradas de mantenimiento. Los drenajes se conducen al depósito enterrado V-402 y de ahí mediante las bombas P-402 A/B hacia fosa API de separación, TK-608.

6.2.11.3. Sistema Pluvial

Los drenajes pluviales contaminados con hidrocarburos son conducidos a través de un colector, hacia la pileta M-401. La misma tiene aproximadamente una profundidad de 13,12 ft. Dicho equipo cuenta con dos sectores separados. Los drenajes pluviales contaminados ingresandentro de la pileta M-401, donde permanecen durante el tiempo suficiente para que se generen dos fases estratificadas. La fase superior queda recogida en un cubículo y desde aquí el agua contaminada es enviada hacia el Sistema de tratamiento de Agua por las bombas P-406 A/B a razón de 24.0 gpm a una presión de 10 psig.

6.2.11.4. Sistema Tratamiento de Aguas



Este sistema recibe las aguas aceitosas del sistema pluvial contaminado, del drenaje abierto y de la regeneración de los deshidratadores.En el tanque TK-608 se produce la separación del aceite y del agua. El primero se envía hacia el TK-401 mientras que las aguas son acumuladas en un tanque TK-602, desde donde son retiradas por camiones.

El desgasificador V-606 es un recipiente cilíndrico horizontal de 3.8 ft de diámetro, 11.3 ft de largo y un volumen aproximado de 124.0 ft3 y recibe la corriente acuosa del separador V-103, perteneciente a la Unidad de Regeneración de Deshidratadores y la procedente del F-101 (NNF). Por el tope del desgasificador se evacuan los gases que se desprenden como consecuencia de la descompresión de los líquidos, enviándolos hacia el sistema de venteos.

El TK-608 tiene aproximadamente 6,8 ft de ancho, 14,3 ft de largo, 6,24 ft de profundidad. El TK-608 es un separador de placas coalescentes que realiza la separación por medios físicos. En el interior del separador se alojan las placas coalescentes doblemente coarrugadas y dispone de un dispositivo de ajuste contra el recipiente que asegura que todo el fluido a tratar pase a través de las Placas. Debido a la diferencia de densidad de los componentes inmiscibles, se pueden separar el agua de los contaminantes oleosos.

El componente oleoso es enviado hacia el tanque TK-401 por la bomba P-613, a razón de 35.0 gpm a una presión de 20.5 psig. La fase acuosa, más densa, es enviada por las bombas P-612 A/B y enviada hacia el Tanque Acumulador TK-602 a razón de 60 gpm a una presión de 35.3 psig.

Este tanque almacena las aguas que posteriormente son evacuadas por camiones para su disposición final fuera de la planta. Dicho tanque, tipo API de techo fijo, tiene 18.0 ft de diámetro, 24.6 ft de altura y un volumen aproximado de 6000.0 ft3.

6.2.12. SISTEMA DE HOT OIL Y CALEFACCIONADO DE GAS DE REGENERACIÓN

Este sistema está compuesto por dos subsistemas: el Sistema de Hot Oil y el Sistema de Calefaccionado de Gas de Regeneración., ambos suministrados por SIEMENS ya que están asociados a los turbocompresores y turbogeneradores.

6.2.12.1. Sistema de Hot Oil

La función de este sistema es suministrar la potencia calórica necesaria en los reboilers de las unidades Criogénica (cuando opera en Modo Rechazo de Etano) y de Fraccionamiento.



Para tal fin se utiliza Hot Oil (aceite térmico, considerado en Básica Therminol 55) como fluido de transferencia de calor, cuya función es recuperar el calor de los gases calientes de escape de las turbinas de la Unidad de Compresión de Gas Residual, para luego transferirlo al proceso en los reboilers correspondientes. Este sistema está compuesto por los siguientes equipos:

Tanque de Drenaje de Hot Oil V-501; Pulmón de Hot Oil V-505; Filtro de Hot Oil F-501; Filtro de Drenaje de Hot Oil F-502; Calentador de Hot Oil E-502 A/B/C/D; Ventiladores de Aire a Quemador Auxiliar K-502 A/B/C/D; Ventiladores de Aire de Sello K-503 A/B/C/D y K-505 A/B/C/D; Bombas de Drenaje de Hot Oil P-501 A/B; Bombas de Carga / Reposición de Hot Oil P-502 A/B; Bombas de Hot Oil P-503 A/B/C.

El tanque V-505 es cilíndrico horizontal, de 11.8 ft de diámetro, 57.7 ft de largo y permite almacenar un volumen aproximado de 6200.0 ft3. Desde aquí las bombas P-503 A/B/C toman aproximadamente un caudal de 4650.0 gpm a una temperatura de 310 ºF, para alimentar el circuito cerrado de hot oil.

Una parte de la corriente es derivada hacia el filtro F-501 y recirculada hacia el pulmón V-505. El resto de la corriente de hot oil frío se divide en cuatro, y cada una de ellas recorre los serpentines de los calentadores E-502 A/B/C/D. Cada uno de estos calentadores recibe los gases calientes de combustión de las turbinas X-201 A/B/C/D, que ceden parte de su carga calórica al aceite térmico. Las corrientes de hot oil caliente emergen entonces a una temperatura de 450 ºF y se juntan en el colector de distribución desde donde se alimenta a los siguientes intercambiadores:

Trim Reboiler 01-E-105 y 02-E-105 (Modo Rechazo de Etano); Reboiler de la Deetanizadora E-302 (Modo recuperación de Etano); Reboiler de la Debutanizadora E-303; (en todos los modos de

operación) Reboiler de la Deisopentanizadora E-304. (en todos los modos de

operación)

Los retornos de hot oil frío son conducidos por el colector nuevamente hacia el pulmón V- 505, cerrando el circuito.

La temperatura del aceite térmico se regula controlando el caudal de gases de escape que atraviesan los equipos E-502 A/B/C/D. Para condiciones de baja carga en las turbinas, en las que el caudal de gases sea insuficiente, cada



recuperador de calor dispone de quemadores auxiliares que permite aportar el duty requerido por los reboilers.

Si por algún motivo fuese necesario sacar de servicio alguno de los reboilers y vaciarlos, el volumen de hot oil contenido es conducido por un circuito cerrado de drenajes hacia el tanque V-501.

Dos corrientes provenientes del Sistema de Fuel Gas son utilizadas como blanketing para mantener presurizados los acumuladores de hot oil V-501 y V-505.

6.2.12.2. Sistema de Calefacción de Gas de Regeneración

La función de este sistema es suministrar la potencia calórica necesaria para regenerar los Deshidratadores V-102 A/B/C/D de la Unidad de Filtración y Deshidratación.

Los compresores K-101 A/B, pertenecientes a la Unidad de Regeneración de Deshidratadores, envían al sistema una corriente de gas seco, a una temperatura de 102.5 ºF. Dicha corriente recorre el serpentín del Calentador E-501, el cual recibe los gases calientes de combustión de las turbinas de los Generadores Eléctricos G-601 A/B, que ceden parte de su carga calórica a la corriente de gas de regeneración que alcanza una temperatura de 550 ºF, y luego es enviada hacia la Unidad de Filtración y Deshidratación, para regenerar aquellos deshidratadores cuyos lechos se encuentren saturados de agua.

La temperatura del gas de regeneración se regula controlando el caudal de gases de escape que atraviesan el equipo E-501.

6.3. VIDA ÚTIL

El diseño y construcción de la planta se realiza para una vida útil de 20 años.

6.4. TURNDOWN

La planta procesará el 25% de su caudal de diseño (operando con un solo tren criogénico al 50%) Las columnas de la sección de fraccionamiento (C-301, C-302 y C-303) deben modificar la razón de reflujo respecto a las condiciones normales para operar al 25%.

6.5. RENDIMIENTO DE PLANTA



El Contratista tendrá la responsabilidad de mantener los rendimientos establecidos durante el IPC de la PSLGCH, mediante una operación y mantenimiento responsable.El Contratante realizara la entrega de la Planta a la Contratista, con los rendimientos alcanzados durante la pruebas de rendimiento (Test de Performance), teniendo en cuenta que la planta tiene un rendimiento de sobre diseño.A continuación se detalla los rendimientos considerados para la PSLGCH:

De acuerdo a los Balances de Materia y Energía de Ingeniería Básica elaborados por HYTECH, los siguientes niveles de recuperación han sido establecidos de acuerdo a la siguiente tabla:

Caso 1a Caso 2a Caso 1b

Recuperación Etano Mínimo 95,0 % - Mínimo 99 %Recuperación de Propano

Mínimo 99,5 % Mínimo 99,5 % Mínimo 99,5 %

Recuperación de Butanos y más pesados

Mínimo 99,9 % Mínimo 99,9 % Mínimo 99,9 %

Los valores mostrados hacen referencia a la salida del líquido producto de la demetanizadora con respecto a la entrada a la unidad criogénica (unidades molares).

Tal como se indicó previamente, la Ingeniería Básica fue desarrollada a partir de licencia UOP/ORTLOFF, que desarrolló inicialmente los casos arriba mencionados como 1b y 2a. Los valores por ellos indicados fueron:

Modo Recuperación

Etano

Modo Recuperación de

PropanoRecuperación Etano 99,37% -

Recuperación de Propano 100% 99,69%

Recuperación de Butanos y más pesados

100% 100%

7. ALCANCE



El alcance de las tareas a realizar por el Contratista, consistirá en la prestación de todos los Servicios necesarios por dos años para la Operación y Mantenimiento de la PSLGCH.

Entre sus ítems principales, sin ser limitativo, se encuentran los siguientes:

Dirección y coordinación del Servicio de Operación y Mantenimiento de la PSLGCH.

Operación y mantenimiento de la PSLGCH.

Calidad Asegurada para todas las etapas de Operación y Mantenimiento.

Cumplir con los requerimientos de Seguridad, Salud y Medio Ambiente.

Desarrollo e Implementación de sistema de Gestión integrado para la PSLGCH.

Desarrollo e Implementación de Ingeniería de Mantenimiento para los sistemas y equipos de la PSLGCH.

Gestión de Compras, Contrataciones y Activación de los suministros.

Servicio camión bombero con todo su equipamiento, chalecos, mantas, etc.

Servicio de ambulancia, enfermería.

Servicio de catering, jardinería, mantenimiento de vías de acceso, canales de drenaje.

Servicio de limpieza y aseo instalaciones de la Planta

La descripción del alcance del servicio incluido en este capítulo no es taxativa de todas las tareas específicas en el O&M de la PSLGCH y deberán leerse junto con los documentos técnicos y otros documentos incluidos o contemplados.

Planta Separadora Gran Chaco

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