Manual Planta Sabalo

 

I.

INTRODUCCIÓN

Este Este ma manu nual al es está tá di diri rigi gido do a los los oper operad adore oress de la pl plan anta ta SABA SABALO LO ubicada en la Localidad San Antonio en el Departamento de T Tarija, arija, al sur  de Bolivia, y contiene información sobre la puesta en marcha, operación y parada de las unidades de la planta. El objeto de la planta es el ajuste del punto de rocío de hidrocarburo y endulzamiento del gas natural. Ésta está constituida por dos trenes de  proceso. Cada uno de ellos cuenta con dos subtrenes para la unidad de ajuste de punto de rocío, con una unidad de endulzamiento, con una unidad uni dad de estab estabiliz ilizaci ación ón de gasoli gasolina na y co conn un si siste stema ma de venteo venteoss  presurizados. El gas ingresa a la planta a través de los Manifold de Producción o del Mannif Ma ifol oldd de Test prove rovennien iente de 4 poz ozoos: SBL XX-11 ubi biccado aproximadamente a 2.5 km al oeste de la planta, SBL X-2 ubicado aproximadamente a 12 km al suroeste de la planta, SBL x-3 ubicado aproximadamente a 5.6 km al suroeste de la planta y SBL X-4 ubicado aproximadamente a 6.6 km al oeste de la planta. Luego de la separación y la filtración primaria en cada tren, una parte del gas que se está procesando se deriva a la Unidad de Endulzamiento correspondiente. El propósito de esta unidad es remover el exceso de dióxido de carbono y ácido sulfhídrico que contiene el gas natural. Esta remoción es importante por las siguientes razones: 







El dióxido de carbono reduce el poder calorífico del gas natural, debido a que es un gas no combustible. El dióxido de carbono es un gas ácido. Se disuelve en agua para formar  una solución ácida que resulta corrosiva. El ácido sulfhídrico es un gas altamente tóxico e inflamable. El ácido sulfhídrico se disocia en agua formando f ormando un ácido débil, el cual ataca ata ca al hie hierro rro for forman mando do sul sulfur furoo de hierro hierro insolu insoluble ble que produc producee corrosión.

Para remover el exceso de estos gases ácidos del gas natural se utiliza una solución de amina, que se pone en contacto con los mismos en la torre contactora de la Unidad de Endulzamiento. El carácter reversible del pro proces cesoo hac hacee posibl posible, e, reg regene enerar rar la amina amina en forma forma contin continua ua y reutilizar la solución.

 

El gas que sale de la Unidad de Endulzamiento, se une al resto del gas e ingresa a los subtrenes de refrigeración de la Unidad de Ajuste de Punto de Rocío. El gas se enfría en el intercambiador gas-gas E-1, en el gasgasolina E-3 y en el chiller E-2. A partir de allí, el enfriamiento final se  produce por expansión expansión en la válvula Joule-Thomson ubica ubicada da a la entrada del separador frío V-2. Una vez frío, el gas ingresa al separador frío V-2 (trifásico) donde se produce la separación entre el gas y los condensados. La formación de hidra hidratos tos durante el enfri enfriamie amiento nto del gas es controlada controlada mediante la inyección de una solución de monoetilenglicol (MEG) al 84 % en peso. Esta solución de MEG es regenerada por calentamiento indirecto y reinyectada en el gas. Una vez finalizado el tratamiento del gas en cada tren, se unen las salidas de am ambo boss tren trenes es pa para ra la Me Medi dici ción ón Fi Fisc scal al y po post ster erio iorr in inye yecc cció iónn a gasoducto. La ga gaso soli lina na y los los cond conden ensa sado doss asoc asocia iado doss se sepa para rado doss du dura rant ntee el enfri enfriam amie ient ntoo son son es esta tabi bili liza zado doss en la Un Unid idad ad de Esta Estabi bili liza zaci ción ón de Gasolina de cada tren y almacenados. La venta de dicho condensado se  puede realizar mediante mediante inyección a gasolinoducto o en en camiones. El ga gass se sepa para rado do en la Un Unid idad ad de Esta Estabi bili liza zaci ción ón de Gaso Gasoli lina na se recomprime e inyecta a la entrada de la Planta. El calor requerido para las Unidades de Estabilización de Gasolina y de Endulzamiento y para la regeneración de MEG, es proporcionado por el Sistema de Aceite Térmico (Hot Oil). Hay un sistema de aceite térmico  para cada tren. El enfriamiento del gas se realiza mediante refrigeración mecánica con  propano comercial. comercial. El sistema de prop propano ano es común común a ambos trenes. trenes. La planta cuenta también con un Sistema de Gas Combustible, un Sistema de Drenajes Cerrados, un Sistema de Drenajes Abiertos, un sistema de Drenajes de Agua Posiblemente Contaminada, un Sistema de Aire Comprimido, un Sistema de Tratamiento de Agua, un Sistema de Agua Potable, un Sistema de Incendio y Agua de Servicio y un Sistema de Generación Eléctrica, todos ellos comunes a los dos trenes. La planta se controla mediante un Sistema de Control Distribuido (DCS) que recibe las señales desde el campo, las procesa y las retorna al mismo accionando sobre las válvulas de control y de shutdown, permitiendo al operador realizar más eficientemente su labor. El control en el área de los pozos se realiza por medio de un controlador remoto del DCS de  planta. En las estaciones de monitoreo de gas y gasolina la información es enviada al DCS vía una Unidad Remota de Trasmisión (RTU). Los sistemas de paro están diseñados de manera que la planta llegue a una condición segura por sí misma, conforme con los diferentes tipos de shut-down descriptos más adelante.

 

La información detallada de los equipos de la planta, se incluye en los Data Books. Se deberá utilizar la última revisión de los planos durante la operación de la planta. Los planos que figuran en los apéndices, fueron utilizados para  preparar este manual. Planos adicionales se incluyen en el archivo general de documentación de planta. Notas, Nota s, Prec Precau auci cion ones es,, y/o y/o Adve Advert rten enci cias as son son al algu guna nass de la lass inst instru rucc ccio ione ness incl inclui uida dass en es este te manu manual al.. Una Una "not "nota" a" pr prov ovee ee información adicional. Una "precaución" identifica condiciones que pueden causar daños a los equipos. Una "advertencia" o “atención” identifica posibles riesgos de seguridad.

Se han realiz realizado ado todos todos los esf esfue uerzo rzoss pa para ra prove proveer er en es este te manual manual información adecuada y exacta. Sin embargo, debido a las variables que inherentemente existen en las operaciones de proceso, no se pueden  prever todas las situaciones con las que el operador puede encontrarse. Por lo tanto, es responsabilidad de cada operador familiarizarse con la operación de la planta y obtener asistencia competente toda vez que lo considere necesario. Los procedimientos que figuran en este manual no relevan de laprocedimientos responsabilidadque a los operadoresespecialmente en el cumplimiento de éstos u otros se requieran, en el área de seguridad. II.

UNIDADES DE PROCESOS 1. BASES DE DISEÑO

1.1.

C AP  APACIDAD ACIDAD DE LA PLANTA

Cada uno de los trenes tiene una capacidad de producción de 6.7 MMSCMD de gas en especificación, gas de venta, y debe poder  operar adecuadamente con un turndown de 6.7 MMSCMD a 2 MMSCMD. 1.2.

COMPOSICIÓN Y CONDICIONES DE POZOS

A) Compo Composició siciónn del gas de ent entrada rada en ba base se seca seca

 N2

Corriente 1

Corriente 2

Corriente 3

Huamampampa + ICLA % mol 0.43

Santa Rosa

Margarita

% mol 0.53

% mol 0.57

C O2

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

C 10

0.26

0.07

0.44

C11

0.18

0.05

0.28

C 12

0.10

0.04

0.18

C 13

0.07

0.03

0.15

C 14

0.06

0.02

0.12

C 15

0.04

0.02

0.09

C 16

0.03

0.01

0.08

C 17

0.02

0.01

0.05

C 18

0.01

0.01

0.04

C 19

0.01

0.00

0.13

C 20+

0.02

0.01

0.01

MW C20+

308.97

303.54

203

S G C 20+

0.879

0.877

0.834

B) Con Condic dicion iones es de de Po Pozos zos Las condiciones de operación previstas para los pozos son las siguientes: Condiciones de Operación durante el verano con temperatura ambiente de 122°F: Caudal

4 MMSCMD

3 MMSCMD

2 MMSCMD

1 MMSCMD

Aguas arriba de la choke Temperatura, °F

208.4

204.8

199.4

183.2

Presión, psig

4368

4861

5262

5492

Aguas abajo de la choke Temperatura, °F

172.4 a 152.6

158 a 143.6

145.4 a 131

127.4 a 113

Presión, psig

1866 a

1599 a

1442 a

1360 a

 

1351

1294

1256

1226

Entrada a Planta Temperatura, °F Presión, psig

154.4 a 136.4

149 a 129.2

140 a 125.6

123.8 a 118.4

1251

1251

1251

1251

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

4 MMSCMD

3 MMSCMD

2 MMSCMD

1 MMSCMD

Aguas arriba de la choke Temperatura, °F

208.4

204.8

199.4

183.2

Presión, psig

4368

4861

5262

5492

Aguas abajo de la choke 172.4 a 158 a 152.6 143.6

147.2 a 132.8

127.4 a 113

1841 a 1351

1434 a 1246

1362 a 1226

Temperatura, °F Presión, psig

1580 a 1287 Entrada a Planta

Temperatura, °F Presión, psig

1.3.

147.2 a 102.2

140 a 87.8

127.4 a 69.8

102.2 a 48.2

1251

1251

1251

1251

COMPOSICIÓN Y CONDICIONES DEL G AS DE ENTRADA  A A PLANTA

A) Com Compos posici ición ón ddel el ggas as en llaa en entra trada da a planta planta:: La planta se diseñó a fin de garantizar la performance de cada uno de los trenes para los siguientes casos: Caso A: 100% (vol) de la corriente 1 Caso B: 75% (vol) de la corriente 1 y 25% (vol) de la corriente 2 Caso C1: 50% (vol) de la corriente 1 y 50% (vol) de la corriente 2 Caso C2: 37.5% (vol) de la corriente 1, 37.5% (vol) de la corriente 2 y 25% (vol) de la corriente 3

 

Caso E1: 53.6% (vol) de la corriente 1, 21.4% (vol) de la corriente 2 y 25% (vol) de la corriente 3 Caso E2: 71.4% (vol) de la corriente 1 y 28.6% (vol) de la corriente 2 B) Con Condic dicion iones es del del ggas as de en entra trada da a pplan lanta: ta: Temperatura, °F

48-158

Presión, psig

1251

S, As, metales, COS, Hg, BTEX, SH 2, mercaptanos

 No están presentes.

Contenido de agua

Gas saturado a las condiciones de entrada.

Co Cont nten enid idoo de Agua Agua Li Libr bre, e, hast hastaa el 20 2005 05

Co Cond nden ensa saci ción ón de agua agua a la lass condi condici cion ones es de entrada de un gas saturado a 7286 psig & 270°F (condiciones del reservorio), más 40 m3/d.

Contenido de Agua Libre, después del 2005

Condensación de agua a las condiciones de entrada de un gas saturado a 7286 psig & 27 270° 0°F F (c (con ondi dici cion ones es del del re rese serv rvor orio io), ), más más 1,515 Bbl/d cada MMSCMD de agua libre  producida por tren. tren.

Hidrocarburos Líquidos

De acuerdo a la composición en las condiciones de entrada.

Salinidad de Agua de Producción

34000 mg/l (NaCl)

Nota:

la condición “Contenido de agua libre después del 2005” se utilizará para el diseño de los separadores de entrada V-1, el separador de test V-4 y para las líneas de líquido que van desde los slug catchers V-5 V-5 a los separadores de gas de entrada V V-1 -1 y el separador de test V-4 y las líneas de líquido que van desde los separadores de gas de entrada V-1 y el separador de test V-4 al separador de agua oleosa V-22. No se utilizará esta condición  para el diseño de los aeroenfriadores del gas de entrada A-1, los instrumentos de medición de caudal de las líneas líquidas de los separadores de gas de entrada V-1 y del separador de test V-4, el tanque slop TK-7, el knock out drum de antorcha V-18, que es tamb tambié iénn el reci recipi pien ente te en el qu quee se co cole lect ctan an lo loss dr dren enaj ajes es  presurizados, la unidad de flotación M-900 ni la cámara de dilución M-902.

 

1.4.

CONDICIONES DE DISEÑO DE LA UNIDAD DE ENDULZAMIENTO

En cada uno de los trenes la Unidad de Endulzamiento está diseñada para reducir el contenido de CO 2 de: 

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

El proceso que se seleccionó para lograr esta reducción en el contenido de CO2 es una planta de tratamiento con aminas. Tipo de amina 98% en peso

MDEA

formulada,

Concen Conc entra traci ción ón de am amin inaa en el proc proces esoo tratada)

50 % en peso peso (en (en agua agua

Caudal de circulación

465 gpm

Carga de amina pobre

0.015 moles de CO2 por mol de amina 0 moles H2S por mol

de amina Carga de amina rica

0.317 moles de CO2 por mol de amina 0 moles H2S por mol

de amina Calidad de agua de reposición al sistema de amina:

1.5.

Total de sólidos disueltos

< 100 ppm

Total de dureza

< 50 ppm

Cloruros (Cl)

0 ppm

Sodio (Na)

< 3 ppm

Potasio (K)

< 3 ppm

Hierro (Fe)

< 10 ppm

PRODUCCIÓN DE G AS SECO

Caudal MMSMCD

13.4

Presión salida, psig

1100

Temperatura de salida, °F

40 a 120

Punto de rocío medido a 640 psia

32°F (máx)

Cantidad máxima de agua, lb/MMSCF

5.9 (máx)

 

1.6.

1.7.

1.8.

Poder Calorífico Superior, Kcal/sm3

9200 (mín) a 60°F y 14.696 psia,

Máxima cantidad de CO2, %mol

2 (máx)

Máxima cantidad de inertes, %mol

3.5 (máx)

Máxima cantidad de N2, %mol

2 (máx)

Densidad

0.59 – 0.69

Líquidos

Libre de lí líqu quid idos os a la lass condic con dicion iones es de salida

Sólidos

Libre de  partículas mayo ma yore ress qu quee 3 m

G ASOLINA ESTABILIZADA

Temperatura de salida, °F Presión de salida, psig

120 1066

Reid Vapour Pressure (RVP), psia

12

ESPECIFICACIÓN DE AGUA EFLUENTE

Contenido de aceite e hidrocarburo ross, ppm

10 (máx)

Cloro, mg/l

2500

B ALANCES DE M ASA Y ENERGÍA

Ver docu documento mentos: s: 3120 3120-F-MC -F-MC-100 -100;; 3120-F-MC 3120-F-MC-101; -101; 3120-F3120-FMC-102; MC-10 2; 3120 3120-F-MC -F-MC-103; -103; 3120-F-MC 3120-F-MC-104; -104; 3120-F-MC3120-F-MC-105; 105; 3120-F-MC-106. 1.9.

C ARGAS B ÁSICAS DE DISEÑO

Ver documento: 3120-C-ET-003 1.10.

CONDICIONES AMBIENTALES

Temperatura de diseño para motores a gas y aeroenfriadores, °F 113 Temperatura extrema máxima, °F 119 Temperatura media máxima, °F 87

 

Temperatura media, °F 73 Temperatura media mínima, °F 61 Temperatura extrema mínima, °F 15 Lluvias máximas asumidas, in/h 2 Humedad relativa media máxima 92% Humedad relativa media 73% Humedad relativa media mínima 64% Altura sobre el nivel del mar, ft 2100 Velocidad básica del viento, m/s 25 Sismo: aceleración horizontal del terreno, g 0.13 2. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO

Esta descripción se complementa con los diagramas de instrumentos y cañerías, P&IDs, y los diagramas de procesos, PFD. La descripción del proceso se realiza de manera genérica para cualquiera de los trenes, siendo igualmente válida para ambos. Para identificar un tren en particular se utilizan los prefijos 1- y 2- que se anteponen a los tags de los equipos, a los nombres de líneas y a los números de los tags de las válvulas manuales e instrumentos. En el caso de equipos comunes a ambos trenes, no se utiliza ningún  prefijo. 2.1.

INSTALACIONES DE POZO

A la planta puede ingresar gas crudo de 4 pozos: SBL X-1 ubicado aproximadamente aproximadamente a 2.5 km al oeste de la planta, SBL X2 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 ubicado aproximadamente aproximada a 6.6 km alpara oesteuna de la planta. LasX-4 instalaciones de pozo mente están diseñadas

 

 producción máxima de 4 MMSCMD de gas y una presión de diseño de 10000 psig aguas arriba del árbol de Navidad y 2025  psig aguas abajo abajo del mismo. Para identificar un pozo en particular se utilizan los prefijos 1-, 2-, 3- y 4- que se anteponen a los tags de los equipos y a los nombres de líneas; y los prefijos 10-, 20-, 30- y 40- que se anteponen a los tags de los instrumentos, partes especiales y válvulas manuales. La descripción de las instalaciones de pozo se realiza en forma genérica para cualquiera de ellos. Equipos principales de las instalaciones de pozo: 

2.2.

 H-1001, Calentador de Gas de Instrumentos:

es un calentador de tipo indirecto formado por un tubo de fuego y un tubo por el que circula el gas que desea calentarse, ambos tubos totalmente sumergidos en un baño de agua que opera a presión atmosférica. En la parte superior de la carcasa tiene un tanque expansor con un visor de nivel  para controlar el nivel de agua en el mismo. El calor  intercambiado es del orden de los 52000 Btu/h. Como dispositivos de seguridad, el calentador posee un lazo en el que se encuentran en serie un swit itcch 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. También tiene un cuello de cisne y una tapa de seguridad. La presión de diseño de la carcasa es 2.7 psig y la presión de diseño de los tubos es 2025 psig.

ENTRADA DE PLANTA Equipos principales: 



SP-1, SP1, SP-2, SP-2, SP-3, SP-3, SP-4, SP-4, Trampas rampas Recept Receptora orass :

la lass tr tram ampa pass receptoras de los flowlines de los pozos SBL X-1, SBL X-2 y SBL X-3 tienen 345 mm de diámetro y 4.9 m de largo. La trampa del pozo SBL X-4 es de 432 mm de diámetro y 4.6 m de largo y su tag es SP-4001. Todas Todas las trampas tr ampas tienen una presión de diseño de 2025.  P-11 A/B/C, Bombas de  P-11 de Inyección de Inhibidor de Corrosión en los Manifo Manifolds lds de Entrad Entrada a: son bombas neumáticas a pistón

modelo LU 2.5 DC 400 P de Mirbla. Tienen una capacidad de 2.8 gph y están diseñadas a 2100 psig. 

 A-1

A/B/C, Aeroenfriador del Gas de Entrada: este aeroenfriador es 12.2 m de largo por 3.5m de ancho. Tiene tres

 

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







 A-4 A/B, Aeroenfriador Aeroenfriador del Separador de Test :

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

este filtro está formado por dos recipientes, uno superior y otro inferior. El recipiente superior es de 0.9 m de diámetro y posee una serie de cartuchos cartu chos filtrantes filtrantes/coal /coalesce escentes ntes y una caja de chicanas chicanas.. El recipiente inferior es de 0.3 m de diámetro y está dividido en dos dos cáma cámara rass idé idént ntic icas as qu quee es está tánn co comu muni nica cada dass de mane manera ra independiente a la parte superior del equipo. Ambos recipientes son 2.6m de largo. La presión de diseño del equipo es 1395  psig. V-1, Separador de Gas de Entrada :

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

es un recipiente horizontal de 2 m de diám diámet etro ro y 11 m de la larrgo go.. La pr pres esió iónn de di dise seño ño de es este te recipiente es de 1395 psig. En el interior del recipiente se encuentran un coalescedor de placas paralelas y bafles, para favorecer la separación de las fases, y una caja de chicanas  provista con un distribuidor de flujo a través de la cual sale el gas.



V-5 -5,, Slug Slug Catc Catche her  r :

es un re reci cipi pien ente te ho hori rizo zont ntal al co conn un unaa inclinación del 6.25%. Tiene dos dedos de 1 m de diámetro y 48 m de largo. La presión de diseño es de 2025 psig.

En la entrada de planta están instaladas las trampas receptoras SP-1, SP-2, SP-3 y SP-4. Cada trampa está dotada de una válvula de seguridad por incendio, seteada a 2025 psig, y facilidades para drenaje y venteo. Aguas abajo de las trampas están instaladas en cada cada flow flowli line ne tre tress válv válvul ulas as de se segu guri rida dadd pa para ra pr prot oteg eger er la lass

 

instalaciones aguas arriba de un posible bloqueo aguas abajo. Estas válvulas fueron diseñadas para 4 MMSCMD y seteadas escalonadamente escalonadam ente en 2025 psig y 2100 psig. La entrada del gas a la planta se realiza a través de los manifolds de producción, uno por tren, o a través del manifold de prueba o test, que se utiliza tanto para testeo de pozos como para la operación de pigging de los flowlines. Cada manifold puede recibir el gas crudo de cualquiera de los flow flowli linnes, pero un flo flowl wlin inee no pue uedde esta tarr con oneect ctaado simultáneamente a dos de los manifolds. La selección entre cuáles pozos se enviarán a cada manifold se realiza con las válvulas esféricas de 10” que conectan los flowlines con los manifolds. Éstas válvulas cuentan con indicadores de posición abierta-cerrada. Las bomb Las bombas as de inye inyecc cció iónn de in inhi hibi bido dorr de co corr rros osió iónn de lo loss manifolds de entrada P-11 A/B/C inyectan inhibidor de corrosión en todos los manifolds. Cada una de ellas está dedicada a un manifold: la P-11 A inyecta inhibidor de corrosión al manifold de  producción del tren #1, la P-11 B al manifold de producción del tren #2 y la P-11 C al manifold de test. Este sistema de entrada puede operar de cuatro maneras distintas: 

Operación normal;



Operación durante el pigging de uno de los flowlines;



Operación durante un testeo;

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

Operación normal: el gas crudo que llega a los manifolds de  producción correspondiente correspondientess al tren #1 y tren #2 se envía a los slugg ca slu catch tchers ers 1-V 1-V-5 -5 y 2-V 2-V-5 -5 respe respecti ctivam vament ente. e. Durant Durantee esta esta oper operac ació iónn las las vá válv lvul ulas as SDV SDV-3 -350 5038 38 y SDV SDV-3 -340 4037 37 de debe benn  permanecer cerradas. cerradas. La válvula SDV-35027 solamente opera como by pass del slug catcher V-5, por lo que deberá estar cerrada o no de acuerdo a si se está by passeando o no dicho equipo. Si se está by passeando, entonces las SDV-35028 y SDV-35008 deberán estar cerradas y la SDV-38027 abierta. El tren de proceso del gas durante esta operación se puede observar en la Fig. I. Operación durante el pigging de uno de los flowlines: durante esta operación los slug catchers V-5 de ambos trenes deberán by  passearse, para lo cual las válvulas SDV-35027 SDV-35027 deberán estar 

 

abiertas y las válvulas SDV-35028 y SDV-35008 cerradas. La  producción de los flowlines a los que no se les esté realizando un  pigging continuará continuará entonces por cada cada tren normalmen normalmente. te. El flowline al que se desee realizar el pigging deberá conectarse al manifold de test. Esta operación se realiza cerrando todas las válv válvul ulas as es esfé féri rica cass de 10” 10” que que co cone nect ctan an el flowli flowline ne co conn lo loss manifolds de producción y abriendo aquella que lo conecta al manifold de test. El gas crudo de este flowline se envía a los dos slug catchers abriendo las válvulas SDV-35038. Del mismo modo deben estar  abiertas las válvulas SDV-35037 para enviar luego el gas al aeroenfriador del separador de test A-4 y el separador de test V-4 V-4.. Durante esta operación se deben conectar los dos slug catchers V5 en paralelo porque se requiere manejar 100m 3 de líquidos, y cada uno de ellos fue diseñado para operar con 50m3 de líquido. El gas, los hidrocarburos líquidos y el agua que salen del V-4 se cont contin inúa úann pr proc oces esan ando do cone conect ctán ándo dolo loss ag agua uass ab abaj ajoo de lo loss separadores de entrada V-1. Tener en cuenta que de los cuatro flowlines habrá dos que se estén procesando en un tren, uno que se estará procesando en el otro tren y el cuarto que es al que se le estará realizando el pigging, por lo tanto, este último deberá enviarse al tren que esté operando con un solo flowline. El tren de proceso del gas durante esta operación se puede observar en la Fig. II. Operación durante un testeo: el flowline del pozo que se desee testear deberá estar conectado al manifold de test. El resto de los flowlines continuarán con su operación normalmente conectados a uno y otro tren. En este caso las válvulas SDV-35038 y SDV-35037 deberán estar  cerradas, y la válvula SDV-34062, abierta. De este modo el gas  proveniente del pozo a testear se envía al aero del separador de test, A-4 y luego al separador de test V-4. Las salidas del V-4 se conectan nuevamente a los trenes de  producción aguas abajo de los separadores de entrada V-1, teniendo en cuenta la cantidad de pozos que se estén procesando en cada tren. El tren de proceso del gas durante esta operación se puede observar en la Fig. III. Operación en la que el separador de test V-4 se utiliza como spare de un separador de gas de entrada V-1: para ser utilizado de esta forma, el separador de test V-4 fue diseñado para la misma

 

capacida capac idadd que los separa separador dores es de gas de en entra trada da V-1. Esta Esta capacidad es de 6.7 MMSCMD.  No ocurre lo mismo con el aeroenfriador del separador de test A4 que fue diseñado para 4 MMSCMD. Para que el separador de test V-4 pueda operar como spare de un separador de gas de entrada V-1, se debe utilizar el aeroenfriador del gas de entrada del del tren tren cuy cuyo se sepa para rado dorr de ga gass de entr traada V-1 se está  bypasseando.  bypassea ndo. Durante esta operación las válvulas SDV-35038, SDV-35037 y SDV-34062 deben estar cerradas. Las válvulas SDV-35028 y SDV-35008 deben estar abiertas, y deben estar abiertas también las válvulas manuales que conectan al separador de test V-4 con el tren cuyo separador de gas de entrada V-1 esté fuera de servicio. Los bloqueos del separador de gas de entrada V-1 que esté fuera de servicio deben estar cerrados. De este modo, el gas de los los flo flowl wlin ines es lleg llegaa al slu lugg cat atccher V-5 -5,, pa passa por el aeroenfriador del gas de entrada A-1 y luego se lo deriva al separador de test V-4 que estará conectado al tren de operación que corresponda según el separador de gas de entrada V-1 que se está bypasseando. El tren de proceso del gas durante esta operación se puede observar en la Fig. IV. Para el diseño del separador de test V-4 se tuvieron en cuenta las diferentes maneras de operación de la unidad de entrada de  planta. Para la operación durante un testeo el turndown requerido en el separador de test V-4 es de 0.5 a 4 MMSCMD de gas en especificación y para la operación en la que el separador de test V-4 opera como spare de un separador de gas de entrada V-1 se requiere que tenga una capacidad de procesamiento de gas de 6.7 MMSCMD. Por lo tanto, el turndown del separador de test V-4 es de 0.5 a 6.7 MMSCMD. De la misma manera, las válvulas y los instrumentos de medición de caudal de las líneas de salida de este equipo equ ipo,, se diseña diseñaron ron par paraa pod poder er maneja manejarr esas esas dif difere erenci ncias as de caudales.

 

SDV-35027 SDV-35028

SDV-35008

1- V V - - 5      5

   ”    0    1  S  D V   3    5    0    3    8  

   ”    0    1

1-V-1 1-A-1

 S  D V   3    5    0    3   7  

SDV-34062

 A-4

 S  D V   3    5    0    3    8  

   ”    0    1

 S  D V   3    5    0    3   7  

V-35028 SD SDV-35028

2 -- V     -- 5  V     5

   ”    0    1

   d    l   o   1    f    i    #   n   n   a   e   r    M    t

   d    l   o   2    f    i    #   n   n   a   e   r    M    t

   d    l    t   o   s    f    i   e   n   t   a   e    M    d

V-4

SDV-35027

2-V-1

SDV-35008

2-A-1 Tren #1 Tren #2