reporte cactus chiapas

INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL

ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERIA QUÍMICA E

INDUSTRIAS EXTRACTIVAS

UNIDAD ZACATENCO

COMPLEJO PROCESADOR DE GAS

CACTUS

REPORTE DE PRACTICA PROFESIONAL

QUE PARA ACREDITAR LA EVALUACIÓN DE LA PRACTICA

PRESENTA

JAIRO JAVIER MESSNER JIMENEZ

JEFÉ INMEDIATO

Ing. JAVIER AVILA

México D.F Julio del 2012

INDICE

Introducción ------------------------------------------------------------------------------------

Visión---------------------------------------------------------------------------------------------

Misión --------------------------------------------------------------------------------------------

Generalidades-----------------------------------------------------------------------------------

Estructura de la Empresa--------------------------------------------------------------------

Actividades Productivas----------------------------------------------------------------------

Antecedentes--------------------------------------------------------------------------------------

Croquis de la ubicación de la Empresa--------------------------------------------------

Actividades de la Empresa-------------------------------------------------------------------

Gas natural-----------------------------------------------------------------------------------------

Proceso del gas natural-----------------------------------------------------------------------

Plantas Endulzadoras-------------------------------------------------------------------------

Plantas Recuperadoras de Azufre---------------------------------------------------------

Planta Criogénica 1---------------------------------------------------------------------------

Planta Fraccionadora de Hidrocarburos------------------------------------------------

Plantas Endulzadoras y Estabilizadoras------------------------------------------------

Servicios Auxiliares---------------------------------------------------------------------------

Datos de Calderas------------------------------------------------------------------------------

Funciones del Personal en el manejo de la Energía----------------------------------

Jairo Javier Messner Jiménez Página 2

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9

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Actividades Realizadas por el Alumno---------------------------------------------------62

Observaciones Técnicas----------------------------------------------------------------------

Recomendaciones Técnicas----------------------------------------------------------------

Bibliografía--------------------------------------------------------------------------------------


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INTRODUCCIÓN.-

I.- Objetivo particular.-

Aplicar los conocimientos adquiridos a través de mi formación académica y desarrollar las habilidades adquiridas a través del tiempo y la experiencia. Aprender nuevas cosas en el área de campo y de la misma forma enriquecer y fortalecer las bases con las que contamos teóricamente

II.- Visión PEMEX.-

Ser una empresa de clase mundial, respetuosa de su entorno y de su relación con la sociedad, reconocida por la aplicación responsable y transparente de los recursos públicos, el compromiso con sus trabajadores, la calidad de sus productos y por los servicios de su valor agregado que ofrece.

III.- Misión PEMEX.-

En un marco de transparencia y rendición de cuentas, administrar los recursos de la empresa de manera eficiente y segura, maximizando la agregación de valor, al tiempo que se satisfacen las necesidades del mercado en forma oportuna y confiable y con estricto apego a los lineamientos estratégicos corporativos.


II.- Visión PGPB.-

La Subdirección de Producción de PGPB es líder en su ramo por el desempeño y compromiso en seguridad, innovación, respeto al medio ambiente, trabajo en equipo y el valor económico que agrega a su actividad a través de un marco de transparencia en el manejo de los recursos asignados, proveyendo a sus clientes productos de alta calidad con valor agregado, mejorando la comunicación en el ámbito social, industrial y de gobierno.

III.- Misión PGPB.-

Procesar el gas natural y líquidos del gas de manera, eficaz, eficiente, limpia y segura, para satisfacer los requerimientos de nuestros clientes, fomentando el trabajo en equipo en un marco de transparencia y rendición de cuentas, cumpliendo con estándares de calidad, seguridad, salud y protección ambiental y estricto apego a los requerimientos legales y los emanados de la Dirección General.


GENERALIDADES.-

RAZÓN SOCIAL.- PEMEX GAS Y PETROQUIMICA BASICA-COMPLEJO PROCESADOR GAS, CACTUS

DIRECCIÓN.- DOMICILIO CONOCIDO RANCHERÍA SAN MIGUEL S/N

C.P 29,500 REFORMA, CHIAPAS

TELEFONO.- 01-993-3103500

EXT.- 32214


ORGANIGRAMA INTERNO DE LA PLANTA CRIOGÉNICA 1


Ing. Raúl Jiménez Cordero

Súper intendente de Recuperación de Licuables

Ing. Ariel Sierra Lugo

Coordinador de Producción

Ing. Juan M. Gil Contreras

Coordinador de Activos

Ing. Javier Ávila Hernández

Ing. de optimización

Ing. de Turnos: Ing. Rojas Pérez Ing. Carlos

López López Ing. Victor

Torres N. Fco. Javier

Covoh E

Supervisores

Operador Especialista

Operadores de 1 era

Ayudante Especialista de proceso

Obrero General

ESTRUCTURA DE LA EMPRESA.-

La economía nacional ha dado un giro gracias a que la industria mexicana PEMEX a través de sus alianzas con las diferentes industrias nacionales y extranjeras, se ha logrado posicionar como el sostén del desarrollo nacional generando altos índices de empleo.

La tecnología de vanguardia con la que cuenta ha permitido aumentar las reservas y así mismo reconfigurar su plataforma de exportación, vendiendo crudo a diferentes países, y de igual forma utilizándolo para autoconsumo de los mexicanos, la empresa es autosuficiente en gas natural, y se caracteriza por darle valor agregado a la materia prima compitiendo con países experimentados en el ámbito petrolero, ofreciendo dichos productos y servicios de alta calidad a precios competitivos.

PEMEX es considerada una empresa limpia y segura, comprometida más con la seguridad de sus trabajadores y con el cuidado del medio ambiente, su alto desempeño, rentabilidad y su moderno régimen fiscal lo colocan como el más importante contribuyente al erario público, cuyos recursos son destinados para el beneficio de la nación.

ACTIVIDADES PRODUCTIVAS.-

Las principales actividades de este complejo son tratar el gas amargo, para eliminar los contaminantes, y separar sus componentes, mediante cinco procesos industriales: endulzamiento de gas y líquidos, recuperación de azufre, recuperación de líquidos del gas y fraccionamiento.

Una vez procesados el gas húmedo amargo y los condensados del gas, se entregan productos como el gas licuado, gas dulce, gas natural seco, etano, gasolina natural y azufre líquido.

ANTECENDENTES.-

Con el descubrimiento de petróleo en la región Tabasco-Chiapas, en 1972, surgió la necesidad de aprovechar el gas asociado al crudo que se extraía.

Para lograrlo, se construyó el CPG Cactus, ubicado a 39 km de la ciudad de Villahermosa, Tabasco, y a 13 km. Del municipio de Reforma, Chiapas localización que permite procesar el gas mencionado de forma rentable.

El CPG Cactus inicio sus operaciones el 10 de septiembre de 1974 y ocupada una superficie de 194 hectáreas.


CONDICIONES CLIMATOLÓGICAS.-

Temperatura

Máxima extrema 42 °CMáxima promedio 36 °CMínima promedio 18 °C

Precipitación pluvial

Horario máximo 83 mmMáxima en 24 hrs 672 mmAnual media 2243 mm

Viento

Dirección de los vientos dominantes: N.O. a. S.E.Dirección de los vientos reinantes N.O. a S.E.Velocidad Media a 10 m 20.7 Km/hrVelocidad de viento de diseño 240 Km/hr

Humedad

Máxima 95 % a 28 °CMínima 75 % a 38 °C

Atmósfera

La presión atmosférica en el sitio de la planta es de 1.03 Kg/cm2 abs. La atmósfera es corrosiva y pudiera contener como contaminantes SO2. Elevación de la planta sobre el nivel del Mar.10 m.


CROQUIS DE UBICACIÓN DE LA EMPRESA


ACTIVIDADES DE LA EMPRESA.-

En sus centros procesadores de Pemex Gas se produce gas seco (gas natural), gas licuado, etano, azufre y gasolinas naturales. La producción de algunos de ellos es apoyada por las refinerías, que son parte de la estructura de Pemex Refinación. La cadena industrial de Pemex Gas consiste en tres procesos básicos:

Endulzamiento: se eliminan gasea ácidos y se recupera azufre que posteriormente se coloca en el mercado nacional e internacional.

Recuperación de licuables vía plantas criogénicas: se producen gas seco e hidrocarburos líquidos.

Fraccionamiento de hidrocarburos: de la corriente de hidrocarburos líquidos proveniente de las plantas criogénicas se separan el etano, el gas licuado y las gasolinas naturales.

Los productos de Pemex Gas se transportan a sus centros de consumo principalmente a través de ductos, barcos, auto-tanques y carro-tanques.

GAS NATURAL

¿Qué es el Gas Natural?

l gas natural es una mezcla gaseosa en condiciones normales de presión y temperatura. No tiene olor no color y por lo general se encuentra en forma natural mezclado con otros hidrocarburos fósiles. Al momento de su extracción, el gas

natural contiene impurezas como agua, ácido sulfhídrico, dióxido de carbono y nitrógeno que tienen que ser removidas antes de su transporte y comercialización.

EEl gas natural comercial está compuesto aproximadamente en un 73% de metano (CH4), que es la molécula más simple de los hidrocarburos.


Como medida de seguridad, en la regulación se estipula que los distribuidores deberán adicionar un odorizante al gas natural para que se pueda percibir su presencia en caso de posibles fugas durante su manejo y distribución al consumidor final.

El gas natural se encuentra en depósitos subterráneos profundos formados por roca porosa o en los domos de los depósitos naturales de petróleo crudo.

Dependiendo de su origen, el gas natural se clasifica en dos tipos:

Gas Asociado: Es el gas que se extrae junto con el petróleo crudo y contiene grandes cantidades de hidrocarburos que son susceptibles de licuarse, como etano, propano, butano y naftas.

Gas no Asociado: es el que se encuentra en depósitos que contienen únicamente este combustible.

¿Cómo se procesa el Gas Natural?

Se envía a Complejos Procesadores de gas para producir gas natural de calidad y líquidos del gas.

Fig. 2 Vista Aérea del CPGC


Fig. 1 Composición del gas natural

ESQUEMA GENERAL DEL MANEJO DE GAS CPG CACTUS

•GAS AMARGO •DE CAMPOS

CONDENSADOSAMARGOS

PLANTAS ENDULZADORAS DE GAS AMARGO

GAS ACIDO

PLANTAS RECUPERADORASDE AZUFRE

AZUFRE LIQUIDO

A VENTAS

GAS DULCE

PLANTAS CRIOGENICAS

GAS Y PQ BASICA

PLANTAS ENDULZADORAS DE CONDENSADOS AMARGO

PLANTA FRCCIONADORA

C2+

GAS SECO

A TSNG Y B. N.

GAS COMB. AUTOCONSUMO

VAPORESAMARGOS A “P E P”

ETANO GAS A CANG.

LPG

NAFTA LIGERA

NAFTA PESADA

C3 AUTOCONSUMO

CONDENSADO ESTABILIZADO

GAS DULCE A CPG N. PEMEX

C3+ DE CD. PEMEX

A continuación se describe el proceso del gas amargo para la obtención de productos como es el LPG, Etano, Naftas y Azufre líquido.

Fig. 3 Proceso General del Complejo Procesador Cactus

PLANTAS ENDULZADORAS

El gas amargo que viene de pozos extractores es recibido en las plantas endulzadoras a una presión aproximadamente de 70-72 kg/cm2 y temperatura ambiente que comúnmente es de 28-30 °C.


En las plantas Endulzadoras de gas mediante el proceso Girbotol, el gas húmedo amargo es alimentado a la torre absorbedora fluyendo a contracorriente con la solución de Amina (MDEA / UCARSOL) proveniente de la sección de regeneración. La solución de MDEA (Metildietanol amina) regenerada (amina pobre) es alimentada al primer plato del domo del absorbedor fluyendo hacia abajo y reteniendo el ácido sulfhídrico. El gas libre de ácido sulfhídrico abandona la torre por la parte superior, la solución de MDEA rica con el ácido sulfhídrico en solución sale por el fondo de la torre pasando posteriormente por el intercambiador amina rica - amina pobre donde incrementa su temperatura.

La amina rica es alimentada a la torre de regeneración (columna de destilación) en el tercer plato del domo. En esta columna, la solución de amina (MDEA) se regenera mediante el calor proporcionado de la condensación de los vapores producidos en los reboilers de amina (MDEA).

La regeneración se lleva a cabo mediante el calor debido a que las reacciones de absorción en el absorbedor son exotérmicas. El domo de la columna de destilación está formado por gas ácido (CO2, H2S) con vapor de agua.

El gas ácido pasa a través de condensadores donde se separa el agua por condensación y finalmente llega al tanque acumulador situado en el fondo de la columna de destilación. Los gases ácidos se separan del agua líquida y se envían al separador de gas de entrada de la unidad recuperadora de azufre.

El agua líquida se bombea al primer plato del domo de la columna como reflujo. De la columna de destilación la solución de amina pobre (MDEA pobre) se bombea al intercambiador de amina rica-amina pobre (MDEA rica - MDEA pobre) y posteriormente al enfriador pasando posteriormente a los filtros para ser succionada por la bomba principal. Las bombas principales mandan la solución al primer plato del domo del absorbedor para concluir el ciclo.


Fig.5 Planta Endulzadora

DIAGRAMA DE FLUJ O DEL PROCESO GIRBOTOL

•GAS DULCE

GAS ACIDO

VAPOR

REHERVIDOR

CAMBIADOR

AMINA-AMINA

REGENERADORAABSORBEDORA

FILTRO COALESCEDOR

DE GAS AMARGO

FILTROS

CARBON ACT.

GAS AMARGO

CONDENSADOSAMARGOS

GAS Y PQ BASICAPARA ENDULZAMIENTO DE GAS AMARGO

TORRETORRE

SEPARADOR

GAS DULCE

CONDENSADO

P-1’s

P-10’s

P-3’s

CARTUCHO

CARTUCHO

P-2’s E-4

E-4N

A continuación se puede observar un diagrama de flujo simplificado de las plantas Endulzadoras de Gas:

PLANTAS RECUPERADORAS DE AZUFRE

El gas ácido obtenido de la plantas Endulzadoras de gas de diseño (100 MMPCD). Se procesa en las plantas Recuperadoras de Azufre SRU-1, 2, 3,4 y 5 mediante el proceso Súper Claus con capacidad de 320 TPD de Azufre líquido cada planta, que se envía en auto tanques a los compradores.

El gas ácido pasa por un separador que elimina las partículas de agua y enseguida pasa por un precalentador que utiliza como medio de calentamiento vapor de 42 Kg/cm2.


Fig. 4 Diagrama de flujo del proceso de girbotol en la sección de las plantas endulzadoras

Fig. 5 Planta Recuperadora de Azufre

El gas ácido entra a un quemador principal y dentro de este se mezcla con aire precalentado proporcionado por un soplador, quemando los hidrocarburos y poco menos de 1/3 del H2S que viene en el gas ácido y lo convierte en SO2. La mezcla de SO2 y las 2/3 partes restantes de H2S pasan al horno de reacción donde alcanzan 936°C para transformar todo el H2S y SO2 azufre gaseoso y pasar al primer condensador de azufre donde se condensa el 50.3% y el gas restante pasa por un recalentador para luego entrar al primer reactor o convertidor claus N°.1 con dos camas de catalizador, una es alúmina activada y la otra es óxido de titanio que convierte el COS y CS2 en vapores de azufre.

Los gases de azufre del primer reactor pasan al segundo condensador donde se tiene una recuperación de 33.9% del total del gas procesado. El gas que sale del segundo condensador pasa por un segundo recalentador para luego entrar al segundo reactor o convertidor claus N°.2 con alúmina activada únicamente como catalizador para hacer reaccionar los gases que no reaccionaron en el primer reactor. Los gases del segundo reactor pasan al tercer condensador para convertirse en azufre líquido y recuperar un 9.1% del total del gas procesado. Los gases de cola que no alcanzan a reaccionar en la etapa claus son analizados a la salida del tercer condensador.

Los gases de cola que anteriormente se quemaban, ahora pasan por una etapa adicional llamada etapa Súper Claus que cuenta con un by-pass para desviar el gas de cola hacia un tanque coalescedor cuando la etapa Súper Claus salga de operación. Al entrar a la etapa Súper Claus el gas de cola pasa al tercer recalentador, y de ahí al mezclador estático que revuelve el gas con aire caliente previamente inyectado, y luego entra al Reactor Súper Claus con Sílica y Alúmina como catalizadores donde reacciona el 85% del gas de cola. El H2S que reaccionó en el reactor Súper Claus entra al condensador Súper Claus y genera el 5.06% de azufre del total de gas procesado. La pequeña porción de gases de cola que no condensaron pasan al tanque coalescedor que funciona como un separador y recupera un mínimo de azufre que alcanza a condensarse antes de mandar quemar el gas de


DIAGRAMA DE FLUJO DEL PROCESO SUPER CLAUSS

•VAPOR DE BAJA

GAS ACIDO

AGUA AMARGA

AGUA ALIM. CALDERAS

AZUFRE LIQUIDO CALIENTE

FOSA DE AZUFRE

CONDENSADOR CONDENSADOR

CONVERTIDORCATALITICO

CONVERTIDORCATALITICO

VAPOR VAPOR

RECALENTADORRECALENTADOR

GAS FRIO

REACTOR TERMICO

SEPARADOR

CALDERA RECUPERADORADE CALOR

COALESCEDOR

INCINERADOR

GAS DE COLA

GAS Y PQ BASICAPARA LA RECUPERACION DE AZUFRE

VAPORVAPOR VAPORVAPOR VAPORVAPOR

CONDENSADOR

VAPOR

RECALENTADOR

CONVERTIDOR

SUPER CLAUSS

SOPLADOR

cola sobrante al oxidador térmico. La recuperación de azufre en este tanque es de 0.3% aproximadamente. El oxidador opera con un ligero exceso de aire y 725°C y las emisiones de H2S son de 10 ppmv o menos.

El azufre es desgasificado mediante eductores y es enviado con una bomba de transferencia desde el compartimiento de almacenamiento hasta las instalaciones de carga de azufre líquido. En el caso de que las instalaciones de carga de azufre líquido no estén disponibles el azufre líquido se dirige a los patios de almacenamiento de azufre sólido y entre los compartimientos de almacenamiento y desgasificación pueden contener la producción de azufre de dos días.

PLANTA CRIOGÉNICA 1


Fig. 6 Diagrama de flujo del proceso para la recuperación de azufre

Esta planta también es conocida como planta Criogénica No. 1

La Planta Criogénica de éste centro de trabajo fue diseñada originalmente por el Instituto Mexicano del Petróleo para una capacidad de 500 MMPCSD. Después del siniestro del 26 de Julio de 1996, Fluor Daniel/ICA-Fluor Daniel rehabilitaron y modernizaron la planta criogénica No. 1 “ descuellandola” para una producción de 600 MMPCSD (millones de pies cúbicos estándar por día) de gas dulce y recuperar el 75 % del etano y el 99 % del propano presente en la carga.

El proceso que se emplea es del tipo criogénico y consta de los siguientes sistemas: preenfriamiento, deshidratación, enfriamiento, expansión, desmetanización y recomprensión de gas residual, además cuenta con una sección de refrigeración auxiliar.

Se obtienen como productos principales C2+ licuables, gas residual de alta presión y de baja presión.

La planta Criogénica No. 1 recibe la carga de gas dulce de las plantas endulzadoras de gas de C.P.G.Cactus.

El gas dulce húmedo obtenido de las Plantas Endulzadoras de gas es procesado en la Criogénica 1 de 600 MMPCD y en tres plantas Criogénicas Modulares de 225 MMPCD cada una. El gas dulce sobrante es enviado al Complejo Procesador de Gas Nuevo PEMEX para su procesamiento en este centro.

Gas de alimentación

La composición diseño del gas húmedo de alimentación a la Planta criogénica es la siguiente:


COMPONENTE % MOLMetano 74.41Etano 13.12Propano 6.61Isobutano 0.93

Butano normal 2.05Isopentano 0.50

Pentano normal 0.59Hexano 0.35

Bióxido de carbono 0.03Nitrógeno 1.41H2O SaturadoTOTAL 100.00COS DespreciableRSH Despreciable

Mercurio despreciableÁcido Sulfhídrico < 12 ppm

Densidad 68.09 Kg/cm3Peso Molecular 22.02Temperatura °C 43.00

Las plantas recuperadoras de etano y licuables, comúnmente llamadas criogénicas separan los componentes ligeros de los pesados mediante el proceso criogénico con expansión Joule-Thompson y Turboexpansión, sometiendo el gas a enfriamientos y expansiones sucesivas hasta alcanzar la temperatura que permita la separación de la mezcla de hidrocarburos. Como resultado de la operación, se obtienen gas residual seco e hidrocarburos líquidos que son etano más pesados. Aunado al intercambio del gas de carga con el gas residual frío, se cuenta con un sistema de refrigeración en circuito cerrado a base de propano, para suministrar el mayor enfriamiento a las corrientes de proceso que lo requieran.

Las Plantas Criogénicas obtienen 940 MMPCD de gas seco de los cuales se envían 400 MMPCD al Sistema Troncal Nacional de Gas (TSNG) y el resto es enviado a la subsidiaria PEMEX Exploración Producción para ser utilizado como bombeo neumático para mejorar la extracción de los pozos productores. Además obtienen 102, 000 BPD de C2+ de los cuales se procesan 52,000 BPD en la Planta Fraccionadora de Hidrocarburos del Complejo y el resto es enviado al Etanoducto o a las Plantas Fraccionadoras de Hidrocarburos de Cangrejera y Morelos.

Licuables


Esta planta también puede recibir una corriente de hidrocarburos líquidos provenientes de las plantas endulzadoras y estabilizadoras de hidrocarburos condensados 1 y 2 y de las plantas modulares 4, 5 y 6, localizadas en el CPG Cactus Chis. La composición obtenida de las plantas endulzadoras y estabilizadoras de hidrocarburos Condensados 1 y 2 y de las plantas modulares 4, 5 y 6, del CPG Cactus. Son los siguientes:

Componentes PlantasEndulzadoras Y estab. HC condensados

PlantaModular No. 4

PlantaModular No. 5

PlantaModular No. 6

Metano 0.562 0.951 2.34 2.82Etano 4.546 39.14 38.3 31.99Propano 10.13 30.55 30.03 31.89I-butano 6.83 5.580 5.46 6.114N-butano 12.65 11.57 11.32 12.79I-pentano 8.26 3.74 3.68 4.3N-pentano 12.98 4.09 14.04 4.77Hexano 44.03 4.35 4.8 5.3T O T A L 100.0 100.0 100.0 100.0

Etano y Licuables (diseño)

La planta está diseñada para recuperar el 75 % de etano y el 99 % del propano contenido en la alimentación. Mayor recuperación de propano se puede lograr aumentando el contenido de metano en el fondo de la desmetanizadora por encima de 0.1 % mol. Este contenido más alto es aceptable, ya que la planta fraccionadora envía la corriente de etano de nuevo, al gas residual. Cuando en el futuro se requiera producir etano de alta calidad con bajo contenido de metano, la concentración de metano en el fondo de la desmetanizadora deberá ser de 0.1 % mol aprox.

COMPONENTE % MOL


Metano 0.10Etano 47.16Propano 31.46Isobutano 4.47N-Butano 9.85 Isopentano 2.40 N-pentano 2.83Hexano (+) 1.68Bióxido de carbono 0.05 TOTAL 100.00Acido Sulfhídrico 0.0 ppmContenido total de azufre 50 ppmTemperatura 36 °CPresión Normal 25.5 Kg/cm2

Flujo de los Productos (Diseño)

Se obtienen las siguientes cantidades de productos:

PRODUCTOS MMPCSD(20°c, 1.0 Kg/cm2 Abs)

BPD(15.5 °c)

Gas residual de baja presión 46.0Gas residual de alta presión 429.0Etano y Licuables (Nota 1) 80,535

Nota 1. La composición y flujo mostrado del producto etano y licuables corresponden a B.1.1

A continuación se describe detalladamente el proceso criogénico:

Sistema de Pre-Enfriamiento

El gas dulce húmedo de carga a 65 Kg/cm2 y 43 °C proveniente de las plantas endulzadoras entra al preenfriador del gas de carga EA-120 A/B en los cuales se utiliza agua de enfriamiento para alcanzar la temperatura de deshidratación de 35°C.

La composición del gas de carga varía de acuerdo al gas dulce que se recibe de las plantas endulzadoras de Cactus.

El gas a 35 °C entra al separador de gas de alimentación FA-101, donde se separa el líquido que haya sido arrastrado por el gas y que generalmente es agua (con DEA), aunque puede contener hidrocarburos que hayan condensado, los hidrocarburos más el agua más la


DEA son enviados a control de nivel con el LIC-101 a las plantas endulzadoras de condensado o al cabezal de condensados amargos.

Las condiciones del gas de carga pueden observarse en los siguientes instrumentos: flujo (FI-100 A/BC/D, presión (PI-100), temperatura (TI-001).

Sistema de Deshidratación

La corriente gaseosa que sale del separador FA-101 entra a los deshidratadores DA-102 A-D con el objeto de eliminar el contenido del vapor de agua presenta en ésta corriente (de 1100 a 1500 ppm aprox.) mediante adsorción con un desecante, esto se hace para evitar la formación de hielo e hidratos en líneas y equipos y con ello evitar los problemas inherentes a la presencia de los mismos.

El proceso empleado es del tipo adsorción con mallas moleculares. El sistema tiene cuatro camas contenidas en torres llamadas deshidratadores las cuales se encuentran en un ciclo de tiempo definido que comprende los siguientes pasos: secado, despresurización, regeneración enfriamiento y presurización. A la corriente de salida de éstos equipos se le conoce como gas dulce seco o deshidratado.

Las mallas moleculares están diseñadas para lograr 0.1 ppm max. de agua en el gas deshidratado, y que corresponde a una temperatura de –101 °C de punto de rocío.

Los deshidratadores operan de tal manera en que solo 2 de los 4 deshidratadores se encuentran en línea removiendo humedad del gas de carga, el tercero se encuentra en el paso de regeneración y el último deshidratador en el paso de enfriamiento. El control principal para este sistema es un controlador PLC (ZP-100) que actúa sobre las válvulas VOP de tipo mariposa dividiendo el flujo del gas a través de las camas para completar cada uno de los pasos.

Cuando la malla molecular es nueva, el ciclo completo del deshidratador es de 24 horas pero a medida que pasa el tiempo la malla molecular pierde actividad y el ciclo se acorta ya que la cama se satura de agua en menos tiempo. Cuando éste llegas a 20 horas es recomendable reemplazar la malla ya que la etapa de regeneración llega al mínimo necesario para que ocurra una regeneración efectiva.

A continuación se describe cada paso de un ciclo completo que incluye presurización, secado, despresurización, regeneración y finalmente enfriamiento.

Presurización.- La torre deshidratadora recién regenerada y fría es presurizada con gas por 30 minutos hasta la presión normal y en ese momento ya puede recibir el gas de carga húmedo para secarlo. Este periodo de 30 minutos lo determina un orificio instalado junto a la válvula VOP correspondiente en la línea de presurización.


Secado.- En el paso de secado, el gas del separador de carga se dirige hacia dos deshidratadores en paralelo. La corriente de gas fluye de arriba hacia abajo durante este paso. A medida que el gas fluye a través de la cama, la humedad es adsorbida por la malla molecular y el gas es deshidratado a menos de 0.1 PPM por volumen de agua. Cuando el ciclo es de 24 horas la etapa de secado dura 12 horas, pero cuando el ciclo baja a 20 horas la etapa de secado disminuye a 10 horas. Cinco minutos antes de sacar de operación al deshidratador que ha cumplido el tiempo requerido de secado, se conecta en paralelo un tercer deshidratador, aquel que ha terminado su paso de presurización y esta listo para secar. Este traslape permite al operador reaccionar en caso de una falla en la secuencia o de las válvulas VOP y así evitar que en ningún momento se encuentra un solo deshidratador en el paso de secado. Esto último causaría probablemente que gas húmedo iría a los enfriadores y que hubiera una variación de presión indeseada.

Despresurización.- La torre deshidratadora se despresuriza por 30 minutos hasta que Este periodo de 30 minutos lo determina un orificio instalado junto a la válvula VOP correspondiente en la línea de despresurización.

Regeneración.- En este paso el gas residual caliente proveniente del calentador de gas de regeneración BA-101 fluye por la cama de abajo hacia arriba, removiendo agua de la malla molecular. El deshidratador permanece en regeneración por 5 minutos adicionales. Durante este periodo el flujo total de regeneración se distribuye equitativamente en los 2 recipientes. Este traslape permite al operador reaccionar en caso de una falla en la secuencia, evitando el disparo del calentador de gas de regeneración BA-101 debido a la pérdida temporal del gas de regeneración.

Enfriamiento.- El paso de enfriamiento toma el tiempo que queda disponible que generalmente es mayor al necesario para enfriar que es de solamente 1.5 horas. El deshidratador es enfriado con gas residual de baja presión que fluye por la cama de abajo hacia arriba. El enfriamiento se realiza a la misma presión que la regeneración.

Durante los pasos presurización o despresurización cuando no hay una cama enfriándose, el gas enfriador pasa a a través de la válvula SOV-150 hacia el sistema de gas combustible. Este sistema asegura la operación estable de la unidad durante todos los ciclos de deshidratación.

A continuación se describe cada uno de los pasos correspondientes a un ciclo completo de 24 horas.

En la línea de salida general de los deshidratadores existe un analizador continuo de humedad con registro en el sistema de control distribuido en el cuarto de control central deL C.P.G.Cactus.


Antes de entrar en los intercambiadores el gas pasa por un filtro, FD-101 para remover partículas sólidas de malla que tienden a depositarse en los tubos de intercambiadores. La corriente de gas de enfriamiento y calentamiento que se han utilizado en la regeneración de los deshidratadores se une a la salida de los mismos para pasar por el enfriador de gas de regeneración EA-117 A/B donde se enfría la mezcla desde 288 °C hasta 38 °C para ser enviada al separador de gas de regeneración FA-109.

El gas efluente de este separador se envía a control de presión al límite de batería, al cabezal de gas combustible del C.P.G. y los líquidos son enviados a la planta endulzadora de condensados con una nueva bomba de hidrocarburos coadsorbidos GA-106/R. Los hidrocarburos líquidos son enviados a la planta de oxidación, controlando su flujo y el nivel del tanque con la válvula automática LV-110, en caso de fallar las bombas GA-106/R.

Sistema de Enfriamiento y Expansión

La corriente de gas deshidratado inicia su etapa de enfriamiento, para lo cual se cuenta con un sistema de refrigeración auxiliar en dos niveles de refrigeración(-16 °C y –37 °C). El sistema de refrigeración cuenta con 3 compresores (GB-201 A/B/R) de los cuales 2 operan en paralelo y un tercero estará de relevo. El refrigerante usado es el propano.

Para alcanzar mayores niveles de enfriamiento (bajas temperaturas) el proceso de enfriamiento con el sistema de refrigeración auxiliar, le siguen dos expansiones en serie la primera en el expansor GC-101 para alcanzar –63 °C y la segunda en el GC-102 donde se obtienen –97 °C.

A cada proceso de enfriamiento le sigue un proceso de separación simple donde por gravedad se separan los líquidos que constituyen dos de las alimentaciones a la torre desmetanizadora para separarlos por destilación.

El gas dulce seco proveniente de los deshidratadores y del filtro FD-101 se divide en dos corrientes para iniciar el enfriamiento progresivo.

La primer corriente controlada de gas dulce deshidratado (450 MMPCSD aprox.) cuyo flujo está indicado por el FI-103 A, fluye por el lado tubos y se enfría con gas residual de baja presión en el primer enfriador carga/gas residual baja presión EA-102 hasta 16.7 °C, con propano refrigerante en el segundo enfriador carga/refrigerante EA-104 hasta –2.7 °C y por último en el segundo enfriador carga/gas residual baja presión EA-106 hasta –9.4 °C y se alimenta al primer separador de gas deshidratado FA-102.

La segunda corriente controlada (150 MMPCSD aprox.) cuyo flujo es indicado por el FI-103 B, fluye por el lado tubos y se enfría con gas residual de alta presión en el primer enfriador carga/gas residual alta presión EA-101 hasta 16.7 °C, en su segunda etapa con propano refrigerante en el primer enfriador carga/refrigerante EA-103 hasta –3.3 °C y por


ultimo en el segundo enfriador carga/gas residual alta presión EA-105, de donde sale a –9.4 °C y se alimenta al primer separador de gas deshidratado FA-102. La válvula FV-103 está localizada sobre la línea de entrada de ésta segunda corriente.

Estas corrientes son controladas por el relacionador de flujo DIC-103 que actúa sobre la válvula FV-103. Estos flujos se ajustan considerando las caídas de presión y las temperaturas deseadas en cada tren de enfriamiento.

El líquido que sale del separador FA-102, se expande hasta 37 Kg/cm2 man. Para alimentarse al primer separador de carga a desmetanizadora FA-103 a –19.4 °C. El líquido separado en este recipiente se expande a 25 Kg/cm2 man. Y –25.3 °C y se envía como alimentación al palto núm. 18 de la torre desmetanizadora DA-101.

Parte del vapor que sale del primer separador de gas deshidratado FA-102 pasa por el

tercer enfriador carga/refrigerante EA-107, de donde sale a –29 °C y por el tercer enfriador carga/gas residual alta presión EA-109 donde se enfría –36.7 °C.

La otra parte del vapor que sale del primer separador gas deshidratado FA-102 se divide en 2 corrientes y se controla con FFI-104, y se enfría en el cuarto enfriador carga/refrigerante EA-108 hasta –30 °C y a continuación en el tercer enfriador carga/gas residual baja presión EA-110 hasta –39.4 °C y se une con la corriente proveniente del enfriador EA-109, la mezcla a –38.9 °C y 60 Kg/cm2 man. Se alimenta al segundo separador de gas deshidratado FA-104.

El vapor separado en este recipiente se envía al primer expansor GC-101, donde mediante una expansión hasta 37 Kg/cm2 man. Se obtiene un enfriamiento adicional y una licuefacción de hidrocarburos. El líquido que sale del segundo separador de gas deshidratado FA-104, se expande hasta 37 Kg/cm2 man. Y se une con el efluente del primer expansor GC-101.

La mezcla a –57 °C entra al FA-105 segundo separador de carga de la desmetanizadora. El líquido separado en este recipiente, se expande hasta 25 Kg/cm2-man y –65.5 °C y se alimenta al palto No. 8 de la torre desmetanizadora DA-101.

El vapor que sale del separador FA-105, se une con el corriente vapor proveniente del DA-103 primer separador de carga a la desmetanizadora.

La mezcla se divide en dos corrientes controladas con el relacionador FFIC-109, una que se enfría y condensa parcialmente en el EA-111 cuarto enfriador carga/gas residual alta presión hasta –69 °C y la otra que también se enfría parcialmente hasta –69 °C, en el EA-112 cuarto enfriador carga/gas residual baja presión. Estas dos corrientes condensadas parcialmente se mezclan y se alimentan al FA-106 tercer separador de carga a desmetanizadora a –69 °C y 36 Kg/cm2-man.

El líquido que sale del separador FA-106 se expande hasta 25 Kg/cm2-man y 78 °C y se alimenta al plato No. 6 de la torre desmetanizadora DA-101.


El vapor efluente de este separador se envía al segundo expansor GC-102 donde mediante una expansión hasta 20.2 Kg/cm2-man., se obtiene una licuefacción adicional. El efluente del expansor se alimenta al cuarto separador de carga a desmetanizadora FA-107 a –89 °C.

El líquido separado en este recipiente se alimenta al plato No. 1 de la torre desmetanizadora DA-101, a una presión de 25 Kg/cm2-man. y una temperatura de –89 °C. Por medio de las bombas de carga a desmetanizadora GA-101 A/R. El vapor efluente del separador FA-107 a 20.2 Kg/cm2-man. constituye el gas residual de baja presión.

Sistema de Recompresión de Gas Residual.-

El gas residual de baja presión 20.2 Kg/cm2-man. proveniente del separador FA-107 y el gas residual de alta presión 25.3 Kg/cm2 man. proveniente del domo de la torre desmetanizadora DA-101 es utilizado para enfriar el gas de carga, se emplean en trenes de enfriamiento en paralelo para aprovechar su capacidad de enfriamiento.

El gas residual de baja presión, intercambia calor en el EA-112, cuarto enfriador carga/gas residual baja presión, donde se caliente hasta –63 °C el efluente de este intercambiador entra al EA-110, tercer enfriador carga/gas residual baja presión, y sale a –38 °C.

A estas condiciones pasa por el EA-106, segundo enfriador carga/gas residual baja presión, y sale –36 °C.

A estas condiciones pasa por el EA-106, segundo enfriador carga/gas residual baja presión saliendo a –19 °C para alimentarse al EA-102, primer enfriador carga/gas residual baja presión, de donde sale a 32 °C.

Del total de la corriente de gas residual de baja presión (357 MMPCSD) efluente del enfriador EA-102, se deriven las siguientes corrientes:

a) Un flujo de 46.4 MMPCSD, de ,los cuales 0.4 MMPCSD se emplean para cubrir Requerimientos de gas combustible para el calentador de gas de regeneración BA-101, 23.0 MMPDCSD se emplean para calentamiento y 23.0 MMPCSD para enfriamiento de los deshidratadores DA-102 A-D.

b) El flujo restante de 310.6 MMPCSD, se envía al primer compresor de gas residualGB-101, para incrementar su presencia hasta 18.2 Kg/cm2-man y posteriormente entrar al segundo compresor de gas residual Gb-102 para elevar su presión hasta 22.15 Kg/cm2-man.


El gas residual de alta presión proveniente del domo de la torre desmetanizadora a la temperatura de –79 °C, pasa a través de los intercambiadores de calor Ea-111, de donde sale a –61 °C, EA-109 de donde sale a –29 °C, EA-105 de donde sale a –20 °C, y después de salir del EA-101, primer enfriador carga/gas residual alta presión, a una presión de 22.0 Kg/cm2-man y 38 °C se une con la corriente de descarga del segundo compresor gas residual GB-102 y ambas corrientes se envían al compresor gas residual alta presión GB-103 A/B/R, para comprimirse hasta una presión de 40 Kg/cm2-man., para después enviarse al interenfriador EA-116 A/B/R donde se enfría a la temperatura de 50.6 °C, para nuevamente entrar al mismo compresor a comprimirse hasta una presión de 72.4 Kg/cm2 man y temperatura de 113 °C. Este gas es enfriado primeramente en los EA-113 A-B, rehervidores de la torre desmetanizadora y luego en el enfriador de gas residual alta presión EA-115 de donde sale a 43.3 °C y 71.0 Kg/cm2, para ser enviado a límites de batería. Esta corriente constituye uno de los productos de la planta y se conoce también como gas seco de alta presión.

Sistema de Desmetanización

La torre desmetanizadora DA-101, opera a 25 Kg/cm2-man y está constituida por 30 platos del tipo de válvulas necesarios para efectuar el fraccionamiento.

El producto líquido del cuarto deparador FA-107, es bombeado al primer palto de la desmetanizadora, el producto líquido del tercer separador FA-106, alimenta al plato 6, el producto líquido del segundo separador FA-105, alimenta al plato 8. Todas las alimentaciones arriba mencionadas son controladas por los niveles en los respectivos separadores.

El calor es suministrado por los rehervidores EA-113 A-B aprovechando la carga térmica de la corriente de gas residual efluente de los compresores de gas residual alta presión GB-103 A/B/R, el calor faltante es proporcionado por el rehervidor de balance EA-114 utilizando vapor de baja (3.5 Kg/cm2-man) como medio de calentamiento. El gas residual de alta presión suministro el 82 % de los requerimientos de energía de los rehervidores de la torre desmetanizadora. El 18 % restante se proporciona con vapor.

El producto de fondos de la torre desmetanizadora DA-101 efluente de los rehervidores EA-113 A/B y EA-114 a 36.1 °C es enviado por medio de la bomba GA-102/R al tanque de balance FA-108 de licuables y almacenado a 36°C y 25.5 Kg/cm2-man, este tanque, el FA-108 puede también recibir la línea de los productos licuables de las plantas modulares 4/5/6 para que conjuntamente con los fondos de la torre desmetanizadora sean enviados a fraccionadora, y en mayor proporción al etanoducto.

La corriente líquida 80,535 bls/día ( a 15.5 °C) obtenida en el fondo de la torre desmetanizadora contiene 47 % mol de etano.


El gas producto del domo de la torre desmetanizadora cuya composición es de 93.5 % mol de metano se le conoce como gas residual de alta presión, por su alta capacidad de enfriamiento (-79 °C) y se aprovecha para enfriar el gas deshidratado de carga.

Los platos en el desmetanizador se cambiaron para incrementar la capacidad de la planta a 600 MMPCSD. Los nuevos platos tipo válvula de dos pasos son Glitsch, y se escogieron por su facilidad de instalación en comparación con las de 4 pasos.

Sistema de Refrigeración

El sistema de refrigeración se usa para suministrar enfriamiento a corrientes de gas deshidratado de carga en dos niveles de refrigeración de –16.1 °C, 1.6 Kg/cm2-man y –37 °C, 0.1 Kg/cm2-man.

Tomando en cuenta estos niveles de refrigeración se seleccionó propano como medio refrigerante empleando un sistema de refrigeración en circuito cerrado.

El ciclo de refrigeración se inicia en el acumulador de refrigerante FA-201 que opera a 44.0 °C y 15.7 Kg/cm2-man., el propano de refrigeración que sale de este recipiente se divide en 2 corrientes, una de ellas se envía al,primero y segundo enfriador/refrigerante, donde son alimentados a control de nivel de la siguiente manera:

Al primer enfriador EA-103 (Carga/gas refrigerante) por la válvula Lv-206, y al segundo enfriador EA-104 (Carga/refrigerante) por la válvula LV-207, el vapor efluente de estos cambiadores se aleimentan a 1.6 Kg/cm2-man y –16.1 °C al FA-202 tanque de succión segundam etapa de compresor GB-201 A/B/R.

La otra corriente se envía directamente a control de nivel por la válvula LV-200 al tanque de succión FA-202 tanque de succión segunda etapa del compresor GB-201 A/B/R. El líquido que sale del fondo de este reci´piente, tanque de succión FA-202, se divide en 2 corrientes, que alimentan al tercero y cuarto enfriador/refrigerante, donde son alimentados a control de nivel de la forma siguientre:

Al tercer enfriador EA-107 (carga/gas refrigerante) por la válvula LV-204, y al cuarto enfriador EA-108 (carga/refrigerante) por la válvula LV-203.

El vapor efluente de estos cambiadores se alimentan a 0.1 Kg/cm2-man y –37.0 al FA-203 tanque de succión primera etapa del compresor GB-201 A/B/R.

El vapor producto del tanque FA-202 y FA-203 se envían a los cabezales de 1era. 2da. Succión de los compresores de refrigeración GB-201 A/BR, la corriente que sale de este compresor se envía al condensador de refrigerante EA.202 A-F y posteriormente al acumulador de refrigerante FA-201 en donde se encierra el circuito de refrigeración.


DESHIDRATADORES

•DIAGRAMA DE FLUJ O DE LA PLANTA CRIOGENICA N°. 1

GAS DULCEHUMEDO

GAS COMBUSTIBLEAL COMPLEJO

HORNO DEREGENERACION

EXPANSORN°. 1

PROPANOREF.

PROPANOREF.

GAS RESIDUAL

SEPARADOR

COMPRESORES DE ALTA PRESION

GAS RESIDUALA DUCTOS

ETANO MAS

LICUABLES

DESMETANIZADORA

TRENES DE ENFRIAMIENTO Y SEPARACION

GAS Y PQ BASICA

EXPANSORN°. 2

GAS PARAREGENERAR

COND. ESTAB.PTAS. DE LIQ.

A PTA. FRACC.

A ETANODUCTO

PLANTA FRACCIONADORA DE HIDROCARBUROS.

La planta Fraccionadora de Hidrocarburos del Complejo Procesador de Gas Cactus, fue diseñada por el Instituto Mexicano del Petróleo, bajo el contrato IMP-1132.


Fig. 7 Diagrama de flujo de la planta Criogénica

La función de la planta es, fraccionar la corriente de hidrocarburos procedentes de las plantas Criogénica 1, Criogénicas Modulares 4, 5, 6, Endulzadoras y Estabilizadoras de Hidrocarburos Condensados 1 y 2, así como la carga proveniente de las plantas Criogénica 1 y Criogénica 2 de Ciudad PEMEX.

La capacidad de diseño de la planta es de 104,000 BPD. Y está constituida por tres secciones; sección de fraccionamiento, sección de refrigeración y sección de endulzamiento y compresión de etano.

La capacidad mínima de operación es al 50% de su capacidad de diseño (104,000 BPD).

La sección de fraccionamiento tiene como objetivo separar por destilación fraccionada, los hidrocarburos procedentes de las plantas antes mencionadas.

Los productos obtenidos son: etano, propano, butano, nafta ligera y nafta pesada.

Para lograr lo anterior, esta sección cuenta con dos torres desetanizadoras, una despropanizadora, una desbutanizadora y dos repasadoras.

La planta está constituida por tres secciones: 1. Sección de Fraccionamiento,

Sección de Carga Sección de Desetanizado A y B Sección de Desbutanizado Sección de Despropanizado Sección de Repasado de naftas

2. Sección de Refrigeración y 3. Sección de Compresión de Etano.

El etano dulce se comprime a 63.0 Kg/cm2, mediante dos turbocompresores centrífugos a contra presión, para enviarse al gasoducto de 48”Ø T. S. N. G. o se puede enviar al Complejo Procesador de Gas Morelos a las plantas de etileno y/o al cabezal de gas dulce local.


Fig. 8 Planta Fraccionadora

El Propano Puro se envía a la Planta de Movimiento de Productos (Para su almacenamiento y ser distribuido como medio refrigerante en las diversas plantas de proceso que lo requieren).

El propano-Butano ( Gas LP) se envía a la Planta de Movimiento de Productos (para su almacenamiento y posterior distribución a terminal de Ventas Cactus y al poliducto Cactus-Guadalajara).

La Nafta Ligera se envía a la Planta de Movimiento de Productos (para su almacenamiento y posterior envío a Terminal refrigerada Pajaritos ). La Nafta Pesada se envía al Crudo de Pemex Exploración y Producción (Cliente Externo).

SECCIÓN DE CARGA.

La carga de hidrocarburos licuables procedentes de las plantas Criogénica 1, Criogénicas Modulares 4, 5, 6, y de Endulzadoras y Estabilizadoras de Condensados 1 y 2, se recibe en el tanque FA-101 a una temperatura de 32 ºC y a una presión de 23.8 Kg./cm²

SECCION DE DESETANIZADO.

La carga a cada una de estas torres proviene del tanque de balance FA-101 y para la torre DA-101B, tiene la opción de recibir carga de Criogénica 2 de Cd. Pemex (sí es muy alta su concentración de etano en esta carga). La alimentación del FA-101 a DA-101 A/B se realiza por diferencia de presión y en paralelo hacia el plato # 6 de cada


Fig. 9 Diagrama de flujo de la sección de carga

torre. El control de la alimentación se efectúa por medio de los controladores de flujo FIC-112 y FIC-115.

El objetivo de las torres desetanizadoras consiste en: separar el etano de la corriente de alimentación.Cada torre desetanizadora cuenta con 20 platos de tipo válvulas.Del plato 1 al 5 son de un paso y del 6 al 20 de dos pasos. Las condiciones de operación de cada una de las torres son: en el domo –4 ºC y 15.8 Kg. /cm² y en el fondo 79 ºC y 16.0 Kg./cm². El calor necesario para llevar a cabo el fraccionamiento se suministra a los fondos por medio del rehervidor con vapor de tipo termosifón EA-113 A/B. Estos rehervidores emplean vapor saturado de 4.6 Kg./cm². El vapor se suministra a cada rehervidor y a control de temperatura del plato # 16 por medio de los controladores de temperatura TIC-101 y TIC-102, que operan en cascada con FIC-116 y FIC-117 y que accionan respectivamente, las automáticas FV-116 y FV-117. El flujo de vapor a cada uno de los rehervidores se conoce por medio de los indicadores de flujo FI-116 y FI-117. Los vapores producidos por el domo se condensan parcialmente al pasar a través de los tubos de los condensadores (con propano refrigerante) EA-101 A/R/B, recibiéndose en los acumuladores de reflujo FA-102 A/B.

El control de presión de las torres se efectúa manteniendo la presión de 15.0 Kg./cm² en cada acumulador de reflujo, por medio de los controladores de presión PIC-103 y PIC-104 que accionan sus válvulas automáticas enviando el etano producto hacia la sección de Compresión de Etano. La fase liquida que reciben los acumuladores, se retorna como reflujo al plato # 1 de cada torre. Este reflujo se alimenta a control de nivel de cada uno de los acumuladores por medio de los controladores LIC-105 y LIC-107 y manejados por las bombas GA-101 A/AR y GA-101 B/BR. La cantidad de reflujo se conoce por medio de los indicadores de flujo FI-107 y FI-110. Los acumuladores de reflujo cuentan con alarmas por alto y bajo nivel.Para lograr un control adecuado de las torres DA-101 A/B se cuenta con los indicadores de temperatura TI-100-1/4 y TI-100-7/8 instalados en domo y fondo respectivamente. El producto de fondos constituido por propano y mas pesados se extrae a control de nivel por medio de los controladores LIC-104 y LIC-106 que accionan las válvulas automáticas LV-104 y LV-106, enviándose por diferencia de presión hacia la torre desbutanizadora DA-102, la cantidad obtenida por los fondos se conoce por los indicadores de flujo FI-118 A/B.


Fig. 10 Diagrama de flujo de la sección de Desetanizado A

Fig. 11 Diagrama de flujo de la sección de Desetanizado B

SECCION DE DESBUTANIZADO.

Las corrientes liquidas de los fondos de DA-101 A/B y la carga de la Criogénica 2 de Cd. Pemex se mezclan en línea antes de entrar al plato # 28 de la torre desbutanizadora.El objetivo de esta torre consiste en: separar el propano y butano de la nafta presente en la alimentación, para lo cual cuenta con; 45 platos tipo válvulas. Del 1 al 27 de dos pasos y del 28 al 45 de cuatro pasos. Las condiciones de operación de la torre son las siguientes: en el domo 64 ºC y 12.5 Kg./cm² y en el fondo 150 ºC y 13.0 Kg./cm².

El calor necesario para llevar a cabo la separación se suministra al fondo por medio del rehervidor BA-101 (calentador a fuego directo). Los vapores producidos por el domo


(propano y butano), se condensan parcialmente al pasar a través de los condensadores con agua EA-102 A/F, recibiéndose en el acumulador de reflujo FA-103.

El control de presión de la torre se mantiene controlando la presión del FA-103 que es de 11.3 Kg./cm², al pasar directamente al domo vapores calientes al acumulador, si la presión tiende a disminuir, para el caso de que la presión tienda a aumentar, este flujo de vapores se verá interrumpido enviando el exceso de presión al desfogue. Todo esto se realiza por medio del controlador de presión PIC-115 que en rango dividido accionara la válvula automática PV-115 "A" para el primer caso mencionado o accionara la PV-115 "B" para el segundo caso.

Los hidrocarburos líquidos recibidos a 49 ºC en el FA-103 se alimentan como reflujo al plato # 1 por medio de la bomba GA-102 N/R. El control de reflujo se realiza a control de temperatura del plato # 6 por medio del TRC-104 en cascada con el controlador de flujo FIC-119.

El exceso de destilado en el FA-103 es enviado como carga a la torre DA-103. Esta alimentación es enviada a control de nivel del acumulador por medio del controlador LIC-109 en cascada con el FRC-120. Esta corriente se maneja con la bomba de carga a la torre GA-103 N/R. El acumulador FA-103 cuenta con alarmas por alto y bajo nivel.

El producto de los fondos de la desbutanizadora, constituido por pentanos y mas pesados, se extrae por diferencia de presión y a control de nivel por medio de LIC-108, que alimenta al tanque separador de nafta FA-105.

Se tiene la opción, de que en caso de exceso de producto y como consecuencia de nivel en DA-102, se controle este desviando hacia los fondos de DA-104, por medio del controlador de flujo FIC-135 el cual accionara, en caso de requerirse la FV-135.


Fig. 12 Diagrama de flujo de la sección de Desbutanizado

BA-101 CALENTADOR DE FONDOS DE DA-102.

La corriente que circula a través del calentador BA-101, se alimenta por medio de las bombas GA-104 A/B/R. A razón de 211,460 BPD. Antes de entrar en operación el calentador la corriente de alimentación se distribuye en ocho serpentines controlando sus flujos, respectivamente, por los controladores de flujo FRC-123 A/H. A la entrada de cada serpentín se tienen instalados manómetros indicadores de presión y alarmas por bajo flujo. El incremento total de temperatura a través del calentador BA-101 es de 6 ºC, de 150 ºC hasta 156 ºC. (Las condiciones se mantienen actualmente en un rango de operación normal de 152 ºC a 168 ºC). Los serpentines entran primeramente a la sección de convección, a la salida de esta se dividen en dos grupos de cuatro serpentines cada uno antes de entrar a la sección de radiación constituida por dos celdas. A la salida de la sección de radiación, cada serpentín cuenta con un indicador de temperatura en la consola y con alarma por alta temperatura. Los serpentines que salen del calentador se agrupan en pares formando cuatro cabezales generales de salida. En cada cabezal se tienen registradores de temperatura e indicadores con punto de consola, así como alarmas por alta temperatura y también indicadores de presión. Esta instrumentación permitirá detectar anomalías de temperatura, flujo o variaciones en las caídas de presión en cada serpentín. Antes de retornar a la torre DA-102, los cuatro cabezales se unen en un cabezal común de 24" Ø alimentándose esta corriente


parcialmente vaporizada (48 %) por debajo del plato # 45, además este cabezal cuenta con un check de retención de la DA-102 hacia el BA-101, como medida de seguridad.

El control de temperatura del calentador BA-101 se realiza de la siguiente manera: La temperatura promedio de los dos cabezales de salida de cada una de las zonas de radiación se manda como señal a sus respectivos controladores de presión del gas a quemadores; esto es, la señal de los termopares "A" y "C" se promedia recibiéndose por el controlador de temperatura TIC-103 A/C, para que este a su vez reajuste al controlador de presión de gas PIC-118 A. De igual manera, la señal de los termopares "B" y "D" se promedia y es recibida por el controlador de temperatura TIC-103 B/D, para que este a su vez reajuste al controlador de presión de gas PIC-118 B. De esta forma se logra el control de cada una de las zonas de radiación y por lo tanto del calentador.

SECCIÓN DE DESPROPANIZADO.

La carga proveniente del destilado de la torre DA-102 y de una carga futura, antes de entrar al plato # 11 de la torre DA-103 se precalienta en el calentador de carga EA-103 contra los fondos de la misma torre. La temperatura de la alimentación se conoce por medio del TI-100-17 colocado corriente abajo del EA-103. El objetivo de la torre DA-103, es: la de obtener como destilado propano producto de la mezcla de alimentación de propano-butano.Por el fondo se obtienen butanos. Para llevar a cabo la separación de la mezcla propano-butano, la torre cuenta con 47 platos tipo válvulas de cuatro pasos. Sus condiciones de operación son las siguientes: 56 ºC y 19 Kg./cm² en el domo y 109 ºC y 19.5 Kg./cm² en el fondo. Estas condiciones se logran suministrando a los fondos de la torre el calor necesario para llevar a cabo la separación, para lo cual se utilizan los rehervidores con vapor de baja presión EA-114 A/B de tipo termosifón. El suministro de vapor se controla con base a la temperatura del plato # 44 por medio del controlador de temperatura TIC-107, que accionara las válvulas de control TV-107 A/B en la salida de condensado de los rehervidores. El vapor suministrado a los rehervidores se conoce por los indicadores locales de flujo FI-125 y FI-126.El butano producto se extrae del fondo de la torre a control de nivel mediante LIC-111 y por diferencia de presión se envía al área de movimiento de productos. Esta corriente de butanos se enfría contra la carga en el calentador de carga EA-103 y por ultimo en el enfriador con agua EA-106.

La temperatura de salida de esta corriente es de 38 ºC y se conoce por medio del TI-100-16.Los vapores producidos por el domo se condensan al pasar a través de los enfriadores con agua EA-104 A/F y se reciben en el acumulador de reflujo FA-104. El control de presión de la torre se mantiene controlando la presión del FA-104 a 18.0 Kg/cm², al pasar directamente del domo los vapores calientes al mismo acumulador, si la presión tiende a disminuir, o si la presión tiende a aumentar, el exceso de gas se


Fig. 13 Diagrama de flujo de la sección de Despropanizado

enviara hacia el desfogue. Estas dos acciones se controlan mediante el controlador de presión PIC-116 que en rango dividido accionara la automática PV-116 "A" y la PV-116 "B". Los hidrocarburos líquidos se reciben en el acumulador de reflujo FA-104 a 50 ºC. Se alimentan al plato # 1 como reflujo por medio de las bombas GA-105 N/R. Este reflujo se controla por medio del FIC-121. El exceso de destilado, se envía como propano producto hacia limite de batería a control de nivel del FA-104 por medio de LIC-112, esta corriente se enfría al pasar a través del enfriador con agua EA-105, hasta una temperatura de 38 ºC, la cual se conoce por medio del TI-100-42 y el flujo de propano se registra en el FR-127.

SECCION DE REPASADO DE NAFTA.

La alimentación a la primera torre repasadora DA-104 proveniente del fondo de la torre DA-102 se recibe primeramente en el separador de nafta FA-105, donde se lleva a cabo una primera separación de la nafta ligera de la pesada. Este separador opera a 96 ºC y 2.8 Kg./cm².La presión de este recipiente se controla mediante el control de presión PIC-128, enviando el exceso de vapores al tanque de balance de nafta FA-107, previa condensación en el condensador EA-109. Los líquidos recuperados en el separador de nafta FA-105 se envían a control de nivel, por medio de LIC-116 y manejados por las bombas GA-106 N/R como alimentación al plato # 20 de la DA-104. El objetivo de la Torre DA-104 (Primera Torre Repasadora) es: la de separar la mayor cantidad de hidrocarburos ligeros que continúan en la corriente de alimentación,


lográndose de esta manera concentrar la corriente de fondos que pasa a la segunda torre repasadora de nafta DA-105. Esta torre DA-104 consta de 28 platos tipo válvulas de un paso. Opera a 88 ºC y 2.3 Kg./cm² en el domo y 156 ºC y 3.2 Kg./cm² en el fondo. El calor requerido para llevar a cabo esta separación se suministra a los fondos por medio de los rehervidores EA-118 A/B al intercambiar calor con los vapores del domo de la segunda torre repasadora. El suministro de calor a estos rehervidores se controla, sobre la base de la temperatura del plato # 26, por medio del controlador de temperatura TIC-109 que desvía una parte de los vapores del domo de la torre DA-105 accionando la válvula automática TV-109.

Los vapores producidos por el domo de la torre DA-104 se condensan al pasar a través del condensador EA-107. Los hidrocarburos líquidos se reciben en el acumulador de reflujo FA-108 a 74 ºC. El control de presión de la torre se mantiene controlando la presión del FA-108 a 1.8 Kg/cm², al desviar directamente del domo de la torre, vapores calientes al acumulador, si la presión tiende a disminuir. En el caso de que la presión se incremente se enviara el exceso de vapores al desfogue. Todo lo anterior se logra mediante el control de presión PIC-129 que en rango dividido accionara la válvula PV-129 "A" o la PV-129 "B" respectivamente. El reflujo a la torre se toma del acumulador con las bombas de reflujo GA-107 N/R regulándose su gasto por medio del FIC-128 y se alimenta al plato # 1. El exceso de destilado obtenido en el FA-108 se envía a como nafta ligera a limite de batería a control de nivel por medio de LIC-113. Esta corriente se enfría al pasar a través del enfriador EA-111 A antes de enviarse a movimiento de productos. Y se tiene la opción de desviar esta corriente al tanque de balance FA-107. Los fondos de la DA-104 se envían a la segunda torre repasadora a control de nivel por medio del LIC-117 y el FIC-136. Y se manejan por medio de las bombas GA-108 N/R y GA-108 X.Este control se realiza de la siguiente manera:a) Las bombas GA-108 N/R succionan del fondo de la DA-104 y descargan hacia la DA-105, a través del controlador de nivel LIC-117 el cual accionara la válvula LV-117. Esta corriente se reflejara en los indicadores de flujo FI-117 "A", que indica la alimentación al plato # 35 de la torre DA-105, esta alimentación se efectúa a una temperatura de 155 ºC, la cual se conoce por medio del indicador TI-100-29.

Y el FI-117 "B" que indica la llegada de flujo al fondo de la DA-105.b) La bomba GA-108 X succiona del EA-108 "B" y descarga hacia los fondos de la DA-105, a través del controlador de flujo FIC-136 el cual accionara la válvula automática FV-136.


Fig. 14 Diagrama de flujo de la sección de repasado de Naftas

El objetivo de la Segunda Torre Repasadora DA-105 es: la de llevar a cabo la rectificación final de la nafta procedente de la DA-104. Para tal fin la torre cuenta con 40 platos tipo válvulas de un solo paso. Las condiciones de operación son las siguientes: 177 ºC y 3.5 Kg./cm² en el domo y 259 ºC y 4.0 Kg./cm² en el fondo. El calor requerido para llevar a cabo la separación se suministra a los fondos al recircular nafta a través del rehervidor BA-102. Los vapores producidos por el domo de la DA-105 antes de pasar a través del condensador EA-112, intercambian calor en los rehervidores EA-108 A/B. Los líquidos producidos se reciben en el acumulador de reflujo FA-109 a una temperatura de 149 ºC la cual se conoce por medio del indicador de temperatura en la consola TI-100-26. La presión de operación de la torre se mantiene controlando la presión del acumulador FA-109 por medio del PIC-130, que en rango dividido, si la presión tiende a disminuir abrirá la válvula PV-130 "A" para desviar los vapores directamente del domo de la torre hacia el acumulador. En caso contrario, si la presión tiende a aumentar el controlador abrirá la válvula PV-130 "B", enviándose el exceso de vapores al desfogue. El reflujo de destilado en el FA-109 se extrae a control de nivel del mismo por medio de LIC-114. Ambas corrientes de reflujo y nafta producto, se manejan por medio de las bombas GA-110 N/R.

Los fondos de la segunda repasadora, constituidos por nafta pesada, se envían hacia la línea de crudo de 12" Ø del área de P. E. P. por medio de las bombas GA-111 N/R. La extracción de producto de fondos de esta torre se efectúa a control de nivel por medio de LIC-118, donde además se cuenta con alarmas por alto y bajo nivel LAH-118 y LAL-118 respectivamente. Antes de enviarse esta nafta hacia la línea de crudo de 12" Ø de P. E. P., se enfría a través del enfriador EA-110, hasta una temperatura de 38 ºC y se cuantifica en el FR-131. También se cuenta con un indicador de presión PI-174.La nafta ligera del separador de nafta FA-105 se envían al tanque de balance FA-107 que


Fig. 15 Diagrama de flujo de la sección de Repasado de Naftas

opera a una presión de 2.0 Kg/cm² la cual se controla por medio del controlador PIC-131 enviando el exceso de vapores hacia el desfogue. La nafta obtenida en este tanque de balance se envía hacia movimiento de productos por medio de las bombas GA-109 N/R a control de nivel por medio del controlador LIC-115. Esta nafta se enfría en el EA-111 y la nafta ligera del domo de la DA-104 y de la DA-105 unida se enfría en el EA-111 "A" y se unen en un cabezal común, donde se cuenta con una toma de muestras normal para analizar su composición. Finalmente se envían hacia movimiento de productos.

BA-102 CALENTADOR DE FONDOS DE DA-105.

La corriente de fondos que circula a través del calentador BA-102, se alimenta por medio de las bombas GA-111 N/R. Antes de entrar al calentador la corriente se reparte en cuatro serpentines con flujos controlados respectivamente por los controladores de flujo FRC-130 A/D. A la entrada de cada serpentín se tienen instalados manómetros indicadores de presión y alarmas de bajo flujo. El incremento total de temperatura a través del calentador BA-102 es de 8ºC, de 260 ºC hasta 268 ºC. (Las condiciones se mantienen actualmente en un rango de operación normal de 180 ºC a 220 ºC). Los serpentines entran primeramente a la zona de convección y posteriormente a la de radiación, a la salida de esta sección cada serpentín cuenta con un indicador de temperatura con punto de consola, así mismo, con alarmas por alta temperatura. Los cuatro serpentines que salen del calentador se agrupan en un cabezal común que regresa hacia la torre DA-105. Este cabezal cuenta con un indicador de temperatura con punto de consola, así como alarma por alta temperatura. Esta instrumentación


Fig. 16 Diagrama de flujo de calentador de fondo DA-105

permitirá detectar anomalías de temperatura, flujo o variaciones en las caídas de presión de cada serpentín.El control de temperatura del rehervidor se lleva a cabo mediante el TRC-108 instalado en la salida del mismo. La señal de este instrumento se dirige hacia el controlador de presión del gas combustible PIC-137.

Además en caso de emergencia se cuenta con la válvula de corte rápido VC-813 que corta el suministro de gas combustible a los dos calentadores de fuego directo BA-101 y BA-102. La corriente de fondos retorna a la DA-105 parcialmente vaporizada (48 %) por abajo del plato # 40.

SECCION DE REFRIGERACION.

La sección de refrigeración está constituida por; los compresores GB-401 A y B, el tanque de almacenamiento de propano refrigerante FA-401, los condensadores de refrigerante EA-401 A/D, los enfriadores de propano EA-402 A/F, la bomba de vaciado de refrigerante GA-401, los condensadores de las torres desetanizadoras EA-101 A/AR/B y los tanques de succión FA-402 A y B. El objetivo de esta sección, es: proporcionar a la planta una corriente de propano a una temperatura de -15 ºC, para ser usado en los condensadores de las torres desetanizadoras EA-101 A y B. El propano refrigerante se toma directamente del tanque FA-401 que opera a 41 ºC y 16.0 Kg./cm². Y sé sub-enfría en los sub-enfriadores de refrigerante EA-402 A/F hasta una temperatura de 5.3 ºC. Enseguida se expande hasta una presión de 2.6 Kg. /cm², al hacer nivel en los condensadores EA-101 A/R/B de las torres desetanizadoras, lográndose con esto una temperatura de -15 ºC que es el nivel de refrigeración requerido para condensar la cantidad necesaria de etano utilizada como reflujo en las torres DA-101 A/B. Los vapores de los condensadores pasan a los tanques FA-402 A/B


Fig. 17 Diagrama de flujo de la sección deRefrigeración

para ser succionados por los compresores GB-401 A/B de los cuales el propano se descarga a 16.8 Kg/cm², para ser condensado en los cambiadores EA-401 A/D y pasar posteriormente al acumulador de refrigerante, cerrándose así el ciclo.La velocidad de los compresores se controla automáticamente a control de presión de los tanques de succión FA-402 A/B con los controladores PIC-401 y PIC-402 respectivamente.

Este controlador envía su señal de mando a los gobernadores de las turbinas accionadoras de los compresores, para que estos adquieran la velocidad necesaria para producir en los tanques FA-402 A y B la presión requerida para el nivel de refrigeración deseado. Los flujos mínimos hacia la succión de cada compresor, correspondientes a la velocidad requerida, se proporcionan recirculando gas de la descarga hacia los tanques de succión correspondientes, control que se efectúa por medio del FIC-402 para el compresor "A" y FIC-403 para el compresor "B". Para facilidad de operación, las maquinas cuentan con válvulas de bloqueo en succión y descarga accionadas por motor (MOV´S).

Los compresores cuentan con instrumentos, transmisores e indicadores locales de carátula, para saber las condiciones de presión y temperatura en succión y descarga. Además cuentan con dispositivos de alarma y paro que los protegen contra presión baja de aceite a chumaceras, alta temperatura del propano en la descarga, desplazamiento axial y/o radial, baja presión diferencial a sellos y alta temperatura en chumaceras. Cuenta con alarmas y paro por alto nivel de propano en los tanques de succión FA-402 A/B, líquido que es vaciado por medio de la bomba GA-401 hacia el FA-401, con la finalidad de evitar la llegada de propano líquido hacia los compresores. Para información mas detallada sobre la operación, control y mantenimiento de los compresores, consultar el manual del fabricante.


SECCION DE COMPRESION DE ETANO.

Etano dulce proveniente de la torre absorbedora DA-202 se comprime hasta 77.3 Kg./cm² por medio de los compresores GB-201 A/B para enviarse al gasoducto de 48" Ø T.S.N.G.Con el fin de mantener constante la presión en el cabezal de succión de los compresores, se cuenta con el controlador de presión PIC-205 que actúa sobre el gobernador de las turbinas de los mismos a través de los "BIAS" HIC-205 A/B de tablero local, para ajustar la velocidad de la maquina y así mantener la velocidad preestablecida en el cabezal de succión. Cuando a máxima velocidad, la presión la presión tienda a aumentar, el controlador PIC-206 accionara la PV-206 enviando el exceso de etano al desfogue. Los compresores son accionados por medio de turbinas a contrapresión. Condiciones de operación: presión de succión 12.7 Kg/cm², presión de descarga 77.3 Kg/cm² y temperatura de succión 38 ºC, flujo 90.1 MMPCSD y peso molecular de 30.0.Los compresores tienen su máxima eficiencia a las condiciones de operación normal. El compresor esta protegido contra alta temperatura en chumaceras, baja presión diferencial en aceite a sellos, falla de aire de instrumentos, vibración axial y/o radial, sobre velocidad y alta temperatura en la descarga. Por otra parte, para asegurar la estabilidad de las máquinas en situaciones de bajo flujo, se cuenta con un sistema de protección "antisurge" que recircula gas de la descarga a la succión a través de una válvula automática accionada por los indicadores controladores de flujo FFIC-216 y FFIC-217 instalados en el tablero local del compresor, que al relacionar la señal de flujo a la succión de la máquina con la diferencia de presión entre descarga y succión, manda la señal que actúa la válvula de flujo mínimo.

Asimismo, se cuenta con los controladores de temperatura TIC-225 y TIC-226 para atemperar a 38 ºC el gas recirculante que regresa a la succión de las máquinas. Los compresores están protegidos contra la entrada de líquidos por medio del tanque de succión FA-201 en el cual está instalado el switch de alto nivel LSH-219 que dispara los compresores por nivel excesivo de líquido, asimismo en los acumuladores ínter etapas FA-202 A/B se cuenta con los disparos por alto nivel a través de los LSH-220 y LSH-216. Para mayores detalles sobre la operación, control y mantenimiento de los compresores, referirse a los manuales del fabricante.


Fig. 19 Diagrama de flujo de proceso de la planta Fraccionadora

Fig. 18 Diagrama de control de los compresores de Etano

A continuación se muestra un diagrama de flujo simplificado de la Planta Fraccionadora de Hidrocarburos:


PLANTAS ENDULZADORAS Y ESTABILIZADORAS

Las Plantas Endulzadoras y Estabilizadoras de Hidrocarburos Condensados 1 y 2 tienen la capacidad máxima de procesamiento de condensados amargos de 24,000 BPD cada una.

Descripción del proceso: La planta Endulzadora y Estabilizadora de Hidrocarburos Condensados consta de las secciones de Endulzamiento y Estabilización. La sección de endulzamiento utiliza el tratamiento con solución acuosa de dietanolamina al 20% y la estabilización se lleva a cabo por medio de un agotamiento de tipo convencional.

Se obtienen como productos: condensado estabilizado, gases dulces y gases ácidos. El condensado estabilizado es enviado a la planta Fraccionadota, el gas dulce y los vapores amargos (subproducto) son enviados a las baterías Cactus IV de PEP y el gas ácido se envía a las plantas Recuperadoras de Azufre del CPG Cactus.

La sección de endulzamiento se diseñó para tratar 24,000 BPD de hidrocarburos amargos y disminuir la concentración de gases ácidos a 4 ppm. de H2S y 1000 ppm. de CO2. A continuación se anexa diagrama de flujo simplificado:


DIAGRAMA DE FLUJO DE LAS PLANTAS ENDULZADORAS Y•ESTABILIZADORA DE CONDENSADOS AMARGOS

ABSORBEDORA

SEPARADOR

GAS AMARGO AENDULZADORAS

CONDENSADOS AMARGOSDE CAMPOS

LIQUIDOS ESTABILIZADOS

A FRACCIONAMIENTO

FILTRO DE CARBONACTIVADO

ACUMULADOR

VAPOR

ESTABILIZADORA

GAS DULCE ACRIOGENICAS

GAS ACIDO A

PLANTAS DE AZUFRE

VAPOR

REHERVIDOR

AGUAREGENERADORA

ACUMULADOR

FILTRO

GAS Y PQ BASICA

CONDENSADO

TORRE

TORRE TORRE

CONDENSADO

AMARGO

AMINA

POBRE

AMINA

RICA

Además se cuenta con el área de Movimiento de Productos cuyo objetivo de la Planta consiste en recibir, almacenar y distribuir los productos Gas LP, Nafta Ligera y Propano refrigerante, enviados de la planta Fraccionadora, que serán recibidos y almacenados en tanques esféricos y horizontales, para distribuirlos de la siguiente manera: Gas LP al poliducto Cactus – Guadalajara y terminal de Ventas Cactus, Naftas ligeras a Cangrejera, Propano refrigerante a Criogénicas 1,4,5, 6 y Fraccionadora que cuentan con sistemas de refrigeración.

Se cuenta con 5 esferas para almacenamiento de LPG con capacidad de: 20 MB cada una

Se cuenta con 2 esferas para almacenamiento de Nafta Ligera con capacidad de: 25 MB cada una.

Se cuenta con 2 salchichas para almacenamiento de propano refrigerante con capacidad de: 700 Bls cada una.

SERVICIOS AUXILIARES.

Los Servicios Auxiliares consisten en agua, aire, vapor de 1500 Lbs/plg2, vapor de 600 Lbs/plg2, vapor de 65 Lbs/plg2, condensado, energía eléctrica y gas combustible:


AGUA.-

NOMBRE : PRETRATAMIENTO DE AGUA.

OBJETIVO: CLARIFICAR EL AGUA CRUDA DE LOS LODOS, POR SEDIMENTACIÓN Y EXTRACCIÓN (SÓLIDOS CONTENIDOS)

CAPACIDAD DE OPERACIÓN: 12,000 GPM DE AGUA CRUDA.

LA INGENIERÍA BÁSICA ES DE: PFAUDLER PERMUTIT / ICA-FD.

INICIO DE OPERACIONES: 27 MARZO DE 1979.

SISTEMA DE CONTROL: NEUMÁTICO.

DESCRIPCIÓN DEL PROCESO: planta de pretratamiento de agua, acondicionamiento de agua mediante floculación y filtración para los diferentes usos en el cpg cactus proveniente de fuente superficial (río) además de esto se desinfecta con cloro de manera eficiente.


Instalaciones de Proceso

Unidades Capacidad

Generación de Vapor

(4 Calderas y 2 HRSG)

6 1,016 Ton/Hr

860 Ton/Hr Alta

156 Ton/Hr Media

Generación de Electricidad

4 78 MW

Pretratamiento de Agua

1 65,404 M3/D

Tratamiento de Efluentes

1 27,250 M3/D

Torres de Enfriamiento

3 1’962,357 M3/D

Suministro de Agua cruda.

El agua cruda se tomará de las 2 fuentes de suministro de la siguiente manera:

Dos pozos de captación con aproximadamente 1600 GPM.

4400 GPM de agua de río de la Bocatoma Mezcalapa.

Los tanques de almacenamiento de agua pretratada TV-2 y TV-6 se mantendrán invariablemente con niveles de entre 11.00 y 13.00 metros cada uno por la seguridad del Complejo.

Distribución y consumo de Agua cruda.

A continuación se muestra un diagrama esquemático que muestra el consumo de las dos fuentes de suministro de agua cruda y la distribución del agua pretratada y filtrada obtenida de la planta de Pretratamiento UPTA-100 a los distintos servicios como son:

Agua para Repuesto a torres. Alimentación a redes de agua de servicio. Alimentación a la Unidad Desmineralizadora de Agua UDA-

100. Alimentación a tanque de almacenamiento de la red

contraincendio TV-03 y a la red contraincendio.


AIRE.-GENERACION DE VAPOR

CANTIDAD

DESCRIPCION TIPO CAP

2Tanque acumulador de aire de insttos. PH-114 y PH-115

Vertical BP.

2,300 PCM. C/u.

2 Tanque acumulador de aire de insttos. TV-511 Vertical 77.54 m3

2 Tanques de flash TH-108 y TH-109Vertical

BP.1763 Gal.

C/u.

1 Tanque de alimentación de aire para respiraciónVertical

BP.7.74 m3


DIAGRAMA ESQUEMATICO DEL PROCESAMIENTO DE AGUA CRUDA

BOCATOMAMEZCALAPA

GAS Y PQ BASICA

POZOS

TW-101B

TW-101A

TW-101B

TW-101A

TW-101B

TC-101TC-101

TV-2

TV-6

REPUESTO A TORRES Y

AGUA SERV.

A PTA. DESM..

A TV-03 Y RED CONTRAINC.

SULFATO DE ALUMINIO

AYUDA COAGULANTE CLORO

FILTROS DE ARENA

ALMACENAMIENTO DE AGUA PRETRATADA

1. Dos compresores con capacidad de 2200 PCM cada uno

2. Respaldo de Aire de extracción de los turbogeneradores disponible hasta 6000 PCM.

El consumo aproximado del complejo es de 1800 PCM

VAPOR.-

1. Agua de alimentación a calderas, de la cual el 85% es condensado recuperado de las plantas de proceso y el 15% es agua desmineralizada procedente de la Unidad Desmineralizadora de Agua (UDA) para reposición por pérdidas del sistema.

2. Cuatro calderas con capacidad máxima de generación de 200 T/H c/u. para vapor de alta presión de 1500 Lbs/plg2.

3. Cogeneración con dos recuperadores de calor de los turbogeneradores con capacidad máxima de 108.36 T/H c/u. para vapor de media presión de 600 Lbs/plg2.

4. Válvulas reductoras de presión VCP-30/31 y VCP-32 (F/O actualmente) de vapor de alta a vapor de media.

5. Vapor de 60 Lbs/plg2 aportado por turbinas y por las válvulas reductoras de presión VCP-35/36 y para el área norte se tiene la VCP-34.

Suministro de Vapor de alta presión.

El consumo máximo global de vapor en los tres niveles de presión (1500, 600, 60 Lbs/plg2). En el CPG Cactus es de 530 T/H, de los cuales en las calderas de alta presión se generan 400 T/H de vapor de alta presión y en los recuperadores de calor se generan 130 T/H.

Para suministrar los requerimientos de vapor de alta presión en la operación normal en las instalaciones, se requiere de la generación continua de vapor de alta presión en el CPG Cactus y de acuerdo con el análisis efectuado por personal operativo del Equipo de área de Servicios Auxiliares, de la Superintendencia de Ingeniería de Procesos y


Proyectos, de Planeación de Operaciones y Medición al Desempeño, así como del Superintendente de Soporte a Operaciones, se tomó la decisión de que se deben mantener en operación tres calderas generando aproximadamente al 65% de su capacidad máxima y una disponible, lo anterior se decidió en base a las siguientes consideraciones:

VENTAJAS:

De acuerdo a recomendaciones del fabricante de las calderas y a la experiencia operativa del personal del área las calderas son más eficientes generando al 65% de su capacidad máxima de diseño.

DESVENTAJAS:

1. Una caldera se deteriora estando fuera de operación más que en servicio.

2. La flexibilidad operativa se disminuiría grandemente al operar con sólo dos calderas e impactaría en los costos ya que se tendrían más pérdidas en la producción debidas a fallas de vapor que el ahorro por gas combustible.

3. Los esfuerzos térmicos producidos en las partes metálicas de la caldera expuesta al calor directo al estar enfriándose y calentándose podrían acelerar el deterioro del equipo.

4. El hecho de dejar una caldera fuera de servicio podría ser fuente de suministro de partes de repuesto de emergencia para las otras calderas que podrían dejarla incompleta, perdiéndose de esta manera su integridad mecánica.

5. Se requiere dar mantenimiento completo a todas las calderas para incrementar su confiabilidad operativa y eliminar fugas y problemas operativos detectados en cada una de ellas mediante un programa continuo para su reparación integral.


DATOS IMPORTANTES DE CALDERAS

Tipo: Mitsubishi. Tubo de Agua CE tipo de 2 Tambores Modelo de tipo de exteriores VU – 60.

Número de unidades. Cuatro Calderas.CAPACIDAD :

Razón Máxima Continua (MCR). 200 T / H.

Carga pico. 220 T / H.

Presión de diseño. 115 Kg./cm 2.

Presión del Vapor en el Domo. 106.8 Kg/cm2.

Presión de Operación ( a cabezal de Vapor ). 103.7 Kg./cm2.

Temperatura del Vapor en el Domo. 315.0 °C.

Temperatura del Vapor en la Salida del Sobrecalentador.

488.0 °C.

Temperatura del Vapor ( a cabezal de Vapor ). 443.3 °C.

Presión de Agua de Alimentación ( En punto Terminal ).

114.9 Kg. /Cm2

Temperatura de Agua de Alimentación. 115.6 °C

Clase de agua de Alimentación. Desmineralizada, Pulida y Deareada

Conductividad. 1.0 Mohos.

Sílice como SiO2. 0.02 ppm.

COMBUSTIBLE ( a ser quemado ). Gas Natural.

Consumo 12,190.0 Kg./Hr.

Valor mas alto de calentamiento H.H.V.

Valor mas bajo de calentamiento L.H.V.

Presión en el punto terminal. 6.0 Kg/cm2.

Eficiencia de al Caldera. 83.80 %.

Temperatura. 30.0 °C.


Sistema de Tiro. Tiro Forzado.

Sistema de Fuego. Sistema Frontal

Temperatura Ambiental del aire. 27.8 °C.

Humedad relativa del aire Ambiental. 80 %.

Temperatura del aire

A la Salida del Calentador. 286 °C.

Temperatura en la caja de aire. 286 °C.

Exceso de aire a la Salida de la Caldera. 10.0 %.

TEMPERATURA DEL GAS DE ESCAPE.

En la salida del Horno. 1229 °C.

En la Entrada de al Crilla de la Caldera. 907 °C.

En la Salida de la Crilla de al Caldera. 383 °C.

En la Salida del Calentador de Aire. 163 °C.

En la Salida del Calentador de Aire. ( Corregido ).

153 °C.

PERDIDAS DE CALOR.

Debido a gas de Escape 4.32 %.

Debido a Humedad en el Aire. 0.17 %.

Debido a la Combustión de H2 en el combustible.

10.68 %.

Debido a la Radiación. 0.28 %.

No comprobado y margen de Fabricante. 0.75 %.

Perdida Total. 16.20 %


GENERALIDADES DE LA CALDERA.

Tipo. Doble Domo, Tubos de Agua.

Superficie de Calentamiento. 2556 m3/ Caldera.

Domos. Vapor, Agua.

Purificador de Vapor. Rociador a Contracorriente.

Tubos de al Caldera. Banco de Tubos, en Lados, Techo y Piso.

Tubos de Hogar.

Numero de Tubos por Caldera. Frente, Techo , Piso = 75.

Parte posterior = 75.

Lado ( 95 x 2 ) = 190.

SOBRECALENTADOR.

Tipo. Colgante Semi – Radiante.

Temperatura de diseño. Entrada = 321 °C, Salida = 530 °C.

Atemperador. Tipo Tubo.

Máximo Calentamiento de Atemperación.

61.7 °C.

Spray de Agua Máximo. 11,000 Kg./Hr.

Medidores de Nivel de Agua. Tipo dos colores ( 2 Juegos por Caldera ).

TURBINA DE VAPOR.

Tipo. Turbina Engranada de Impulso en un paso Horizontal de Retropresión.

Cantidad por Caldera. 1 Unidad.

Caballos de Fuerza ( Máximo / Normal ).

700 / 650 Kw.


Velocidad de Poder Normal. 6,042 / 1,180 R.P.M. ( Turbina / salida de Engrane ).

Presión de Vapor a la Entrada. 49.2 / 43.6 Kg/cm2.

Temperatura a la Entrada. 399 / 349 °C.

Retropresión. 5.3 / 4.2 Kg/cm2.

Consumo de Vapor. 10,700 Kg./Hr. Condiciones Normales de Vapor

Presión de Diseño. 63.3 Kg/cm2.

Temperatura de Diseño. 425 °C.

MOTOR.

Tipo. A Prueba de Agua, Enfriado por Ventilador Totalmente Cerrado.

Cantidad por Caldera. 1 Unidad.

Salida. 700 Kw.

Velocidad. 1,1180 R.P.M.

Tipo de Aislante. Clase “ B “.

Suministro de Vapor de media presión.

Los recuperadores de calor HRSG que aprovechan los gases de combustión de los turbogeneradores 2 y 5 que generan vapor de 600 Lbs/plg2 en el CPG Cactus en operación normal generarán aproximadamente 130 T/H de vapor de media presión.

Suministro de Vapor de baja presión.

El consumo de vapor de baja presión de 60 Lbs/plg2 en el CPG Cactus se proporciona a través de las Válvula Reductoras de Presión de vapor de media a vapor de baja VCP-35/36. Para el área Norte (Endulzadoras 9/12 y SRU-4/5) el vapor de baja es reducido por la VCP-34. Las turbinas que consumen vapor de media presión y aportan vapor de baja presión lo integran a la red de consumo y distribución de vapor de este nivel de presión.


OTRAS INSTALACIONES

NOMBRE: RECUPERADORES DE CALOR HRSG´s (EM-431 Y EM-432).

OBJETIVO: GENERACIÓN DE VAPOR DE MEDIA SOBRECALENTADO NECESARIO PARA LA OPERACIÓN DEL COMPLEJO CONSIDERANDO AHORRO DE ENERGIA Y MENOR EMISION DE GAS A LA ATMÓSFERA.

CAPACIDAD DE OPERACIÓN: CADA RECUPERADOR DE CALOR PRODUCE 43,920 Kg/Hr. SIN FUEGO SUPLEMENTARIO Y 108,360 Kg/Hr. CON FUEGO SUPLEMENTARIO.

LA INGENIERIA BASICA ES DE: ICA-FD.

INICIO DE OPERACIONES: PENDIENTE EN ETAPA DE PRUEBA DE ARRANQUE.

SISTEMA DE CONTROL: ELECTRÓNICO.

DESCRIPCION DEL PROCESO: El sistema de generación del vapor incluye dos recuperadores de calor acoplados a dos turbogeneradores (tg-2/5) que pueden ser operados con ambos recuperadores de calor en línea o con un recuperador en línea y otro en mantenimiento. El flujo de vapor de media presión, 216,720 kg/hr. Proveniente de los recuperadores de calor, es enviado a la red de distribución existente del complejo. La cantidad de vapor producido en cada recuperador dependerá de la cantidad generada de energía eléctrica del turbogenerador del sistema al que esta acoplado.

RECIPIENTES:


CANTIDADDESCRIPCION TIPO CAPACIDAD

1

UNIDAD RECUPERADORA DE CALOR Y GENERADORA DE VAPOR EM-431

HRSG

43.92 TON/HR SIN F. SUPLEMENTARIO.

108.4 TON/H CON FUEGO SUP.

1

UNIDAD RECUPERADORA DE CALOR Y GENERADORA DE VAPOR EM-432

HRSG

43.92 TON/HR SIN F. SUPLEMENTARIO.

108.4 TON/H CON FUEGO.

2TANQUE FLASH TV-431/432 DE PURGAS DE VAPOR.

VERTICAL (ASME)

1,552 GAL.

1TANQUE DE DISOLUCIÓN DE FOSFATOS.

VERTICAL 180 GAL.

Condensado.

Circuito de recuperación de condensado del vapor de baja presión de las plantas de proceso a los tanques de almacenamiento TV-101 Y TV-1 de 10,000 y 20,000 Bls de capacidad respectivamente, de donde se bombea al deaereador del área de Generación de vapor al igual que el agua desmineralizada y vapor de baja para remover el oxígeno disuelto del agua que se alimenta a las calderas.

Energía Eléctrica.

Cuatro Turbogeneradores: Dos con capacidad máxima de 22.4 MW c/u y con cogeneración, y dos con capacidad máxima de 18 MW c/u y la distribución de energía a las plantas de proceso y en general al Complejo se hace a través de las subestaciones.

Gas combustible.


AGUA CRUDA

POZOSCACTUSNISPERO

PLANTA DESMINERALIZADORA

AGUA DE SERVICIOA LAS PLANTASPRETRATAMIENTO

BOCATOMAMEZCALAPA

TORRES DE ENFRIAMIENTO

RED CONTRAINCENDIO

CALDERAS

AGU

A PRETRA

TADA

TURBOGENERADORES

RECUP. DE CALOR

ENERGIAELECTRICA

AIRE INST.

VAPOR

VAPOR

AGUA ENFTO.

AGUA CONTRAINCENDIO

CONDENSADO

El gas combustible utilizado en el Complejo es básicamente gas residual de baja presión proporcionado por la planta Criogénica 1 a 10.5 Kg/cm2 a la Estación de regulación y medición de gas combustible ubicada en el área de generación de vapor de Servicios Auxiliares, y se cuenta con un sistema automático de respaldo del gas combustible que se alimenta a los turbogeneradores a 19.5 Kg/cm2.

De esta estación de medición se suministra a todas las plantas de proceso y áreas de quemadores.

Para la planta eléctrica se suministra gas combustible proveniente de dos fuentes, que son el Gas residual de alta presión de salida del Complejo y el gas seco de las Criogénicas Modulares a un nivel de presión de 19.5 Kg/cm2.

FUNCIONES DEL PERSONAL EN EL MANEJO DE LA ENERGIA.

A continuación se mencionan las funciones que deben desempeñar los Ingenieros de turno e Ingenieros de Proceso de los Equipos de área para que en Servicios Auxiliares tenga siempre la información requerida para coordinar los movimientos operativos con la energía y se pueda mejorar el desempeño, aprovechamiento y optimización de estos recursos en el complejo.


GAS Y PETROQUIMICA BASICA

ESQUEMA GENERAL DE SERVICIOS AUXILIARES DEL CPG CACTUS

ADM

De los Ingenieros de Proceso de los Equipos de área (plantas proceso).

1.- Verificar y reportar diariamente al Ingeniero de proceso de Servicios Auxiliares el listado de los equipos importantes que consumen o aportan vapor, y motores operando en 4160 volts.

2.- Verificar diariamente los consumos de vapor y energía eléctrica y reportar diariamente al Ingeniero de Proceso de Servicios auxiliares los movimientos realizados que afecten a la distribución, consumo y aprovechamiento de los servicios auxiliares.

De los Jefes de Turno de los Equipos de área (plantas proceso).

1.-Reportar diariamente en turno 1 el estado de los equipos importantes que consumen o aportan vapor, así como los motores de 4,160 volts y los comentarios de movimientos o disponibilidad de los mismos (formato interno de cada área).

2.-Mantener comunicación con el personal de Servicios Auxiliares para determinar el balance de cargas suministradas y consumos en plantas.

3.-Solicitar autorización al área de Servicios Auxiliares para la puesta o salida de operación de equipos de alto consumo de energía (turbinas mayores y motores de 4,160 V).

Del Ingeniero de Proceso del Equipo de área (Servicios Auxiliares).

Recabar diariamente la información relativa al consumo de energía y analizar en conjunto con personal de las Superintendencias de Ingeniería de Procesos y Proyectos, y de Planeación de Operaciones y Medición al Desempeño del centro para llevar el seguimiento a este renglón tan importante del ahorro de energía.

Del Jefe de Turno del Equipo de área (Servicios Auxiliares).

1.-En turno 1 recabar la información relativa al consumo de energía, así como los movimientos efectuados que hayan ocasionado variaciones en el balance de energía y vapor.

2.-Reportar diariamente al Ing. de Proceso de su equipo de área para que se analice en conjunto con personal de Soporte a Operaciones del centro y se


pueda llevar el seguimiento a este renglón tan importante del ahorro de energía.

3.-En el turno 3 efectuar los balances de energía eléctrica y de vapor con la información recibida de su Ingeniero de Proceso.

4.-Reportar en cada turno las variaciones de carga observadas en las pantallas del control supervisorio de planta eléctrica y notificar al área afectada.

5.-Revisar en cada turno la posición adecuada de los switches para que la discriminación de carga de la primera etapa se cumpla conforme a lo programado.

ACTIVIDADES REALIZADAS POR EL ALUMNO

Durante la estancia que constó de 160 horas en el CPG-Cactus, tuve la oportunidad de estar y observar diferentes áreas de procesos, en las cuales mis actividades desarrolladas fueron las siguientes:

Recorridos por diferentes áreas del CPG-Cactus.


Fue de las primeras actividades que desarrolle, en el cual me brindaban una información general sobre los procesos que se desarrollaban en las diferentes plantas. Estuve observando operaciones de cambio de algunos equipos, así como analizando las decisiones que tomaban los ingenieros cuando se presentaban algunas anomalías.

Recibí Curso de inducción de Seguridad de Pemex

Curso en el cual por parte de CPG-Cactus recibimos al principio de nuestra estancia, con el objetivo de prevenir incidentes y accidentes, así como conocer los equipos de protección personal, el uso e importancia de cada uno de ellos. Y reglas internas en el complejo para seguridad de todos los empleados.

Realice Capturadas de trabajos internos en el cuarto de control de la criogénica 1, como lo fueron Matriz de Procedimiento, Captura de Auditorias Efectivas.

Colaboré en este punto junto al Ing. Ariel, en el que se me permitió conocer algunos procedimientos internos para la seguridad del personal y del complejo, así como también conocimiento sobre Disciplina Operativa y SSPA. En esta actividad aplique conocimientos básicos de Excel, y lo que me permitieron de una u otra forma fortalecer más mis conocimientos en el mencionado.

Junto con el Ing. Ariel de la Sierra Lugo realizamos una Auditoria.

Es una actividad que se desarrolla en área trabajo (campo) para observar de qué forma se está llevando acabo dicho trabajo, si es de una forma segura o no, con la finalidad de mejorar y prevenir los incidentes.

Captura e inventario de materiales activos que presentan problemas físicos y/o de funcionamiento.

Como en toda empresa es importante llevar un control de los materiales o materia prima que se encuentran en ella, con el objeto de prevenir limitaciones y tener resultados favorables de ganancias. En este caso el inventario se desarrolló sobre materiales (CPU, monitor, impresoras, etc.), el cual es va a permitir tener un balance efectivo de los gastos generados en el departamento.


Recibí múltiples explicaciones teóricas y prácticas de los ingenieros.

Prueba de Jarra en el área de Tratamiento de Aguas

Es una prueba que se realiza en el área de tratamiento de aguas, y consiste en tomar una muestra del agua cruda que llega de pozo o de rio y agregarle un coagulante y posteriormente un floculante, esto es para clarificar el agua cruda por sedimentación.

Elaboración de un reporte técnico sobre el aprendizaje durante la estancia en el complejo petroquímico.

Los ingenieros me pidieron que les entregara un reporte técnico de las actividades y conocimientos adquiridos durante la estancia temporal en el centro de trabajo, queda claro que se preocupan por el aprendizaje de cada alumno que llega a prestar su servicio social, prácticas profesionales o visitas industriales, además de que mostraron un gran interés por enseñarnos.

OBSERVACIONES TECNICAS.-

En el Área que estuve practicando (cuarto central de Criogénica 1), se planean el orden de trabajo del día, se realiza una junta entre los ingenieros y jefes, esta se lleva acabo iniciando la jornada, como alrededor de las 8:30 am. Posteriormente se realiza otra a las 12 pm, con el objetivo de ver los avances y resolver los problemas que se presenten.


Existe una muy buena disciplina en el área de trabajo.

Cada uno de los trabajadores de todos los niveles, se preocupan por la seguridad de sus compañeros, así como también en el desarrollo que tiene el centro procesador, es decir que todos colaboran para ser cada vez mejores.

Considero que dentro del CPG-Cactus existen algunas deficiencias en los equipos, algunos son por mantenimiento, otros ya están obsoletos y algunos están rotos, y presentan fugas de alguna sustancia.

Se contamina de gran cantidad a la atmosfera, en el área de las plantas endulzadoras se sienten olores.

Existen equipos de procesos y tuberías que presentan problemas de corrosión.

RECOMENDACIONES TECNICAS.-

Considero que es de vital importancia arreglar los equipos de proceso que presenten daños, ya sea por fuga o por corrosión, esto con el fin de prevenir algún desastre y por la propia seguridad de cada uno de los que nos encontramos en el complejo procesador Cactus. Y de alguna u otra manera al corregir esos problemas se obtienen beneficios económicos para la empresa.


Se deben tomar medidas para el combate de la contaminación ambiental, es decir reducir el impacto ambiental, con la finalidad de proteger la salud de todas las personas.

BIBLIOGRAFÍA.-

Procedimiento Específico. Programas, Realizar, Evaluar y Dar seguimiento a auditorias Efectivas. CLAVE: 991-29000-PC-031 CODIGO SP-PE-031

Manual de Operación. Control y Operación de los Servicios Auxiliares. CLAVE: CPGC-MSA-02 CLASIFICACION: 02 CRIOGENICA 1


TESIS. Métodos de Rehabilitación de Defectos en Ductos de Transporte Detectados Mediante Herramienta para Limpieza o Inspección Interior de Ductos. AUTOR. JESUS ALBERTO REYNA CRUZ- ESIME-IPN México D.F 2008 [Pagina Web en Línea].Disponible: http://itzamna.bnct.ipn.mx:8080/dspace/bitstream/123456789/2725/1/JESUS%20REYNA.pdf

Manual de Operación. Control y Operación de los Servicios Auxiliares. PLANTA FRACCIONADORA DE HIDROCARBUROS.


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