Desalacin del crudo:
Consiste en la remocin de las pequeas cantidades de sales
inorgnicas, que generalmente quedan disueltas en el agua remanente,
mediante la adicin de una corriente de agua fresca (con bajo
contenido de sales) a la corriente de crudo deshidratado.
Posteriormente, se efecta la separacin de las fases agua y crudo,
hasta alcanzar las especificaciones requeridas de contenido de agua
y sales en el crudo.
El desalado en campo reduce la corrosin corriente aguas abajo
(bombeo, ductos, tanques de almacenamiento). Adicionalmente la
salmuera producida puede ser adecuadamente tratada para que no
cause los daos en los equipos y sea inyectada al yacimiento,
resolviendo un problema ambiental. En ausencia de cristales de sal
slidos, el contenido de sal en el crudo deshidratado est
directamente relacionado con el porcentaje de agua y con la
concentracin de salinidad de la fase acuosa (en ppm de NaCl).
El desalado se realiza despus del proceso de rompimiento de la
emulsin en deshidratadores electrostticos y consiste de los
siguientes pasos:
a) Adicin de agua de dilucin al crudo. b) Mezclado del agua de
dilucin con el crudo. c) Deshidratacin (tratamiento de la emulsin)
para separar el crudo y la salmuera diluida.
El equipo convencional para el desalado incluye:
Un equipo convencional de deshidratacin (eliminador de agua
libre, calentador o unidad electrosttica). Una tee para inyectar el
agua de dilucin. Un mecanismo que mezcle adecuadamente el agua de
dilucin con el agua y las sales del crudo. Un segundo tratador
(tipo electrosttico o tratador-calentador) para separar nuevamente
el crudo y la salmuera.
En base al desalado en una etapa, el requerimiento del agua de
dilucin es usualmente de 5 a 7 % con respecto a la corriente de
crudo. Sin embargo, si el agua de dilucin es escasa, el desalado en
dos etapas reduce el requerimiento del agua de dilucin a 1-2 % con
respecto a la corriente del crudo.
Sistema convencional de deshidratacin desalacin de crudo
Problemas comunes y fallas en los equipos de deshidratacin: Los
problemas y fallas en las plantas de tratamiento de crudos son
variados y se presentan con frecuencia.
Para garantizar la eficiencia de una planta, es necesario que
los diversos factores que intervienen (calor, desemulsificante,
agitacin, electricidad y tiempo de residencia) estn balanceados
entre s. Si uno de estos se modifica, otro tendr que cambiar a fin
de restablecer el equilibrio.
Los cambios bruscos en la naturaleza de las emulsiones son poco
frecuentes y pueden deberse a la introduccin de una nueva corriente
en forma temporal o permanente. En algunos casos debe cambiarse de
desemulsificante.
Los productos empleados en estimulaciones cidas a los pozos y
los materiales producidos en la reaccin, ocasionan cambios
temporales en las emulsiones, cuando se incorporan lentamente en el
aceite producido. En algunos casos es necesario tratarlo por
separado.
Las variaciones repentinas en la carga que maneja la planta, son
una de las causas ms comunes de aumento en los contenidos de agua y
sal del crudo tratado. La forma ms prctica de compensarles, es
empleando bombas dosificadoras de reactivo que, en forma automtica
varen el numero de emboladas segn la seal de carga o presin en la
lnea.
La revisin peridica de algunos elementos ayuda a eliminar o
identificar rpidamente las causas de una operacin deficiente.
Los problemas y fallas ms frecuentes y sus posibles correcciones
son las siguientes: Si el tratador mantiene su temperatura y opera
correctamente, ajustar la dosificacin de reactivo o cambiar el
reactivo por otro ms eficaz. Si el tratador no conserva la
temperatura adecuada, entonces: 1. Revisar termmetro y termostatos.
2. Verificar la operacin continua del horno. 3. Comparar el calor
proporcionado y las temperaturas de entrada y salida del aceite,
agua y sus volmenes respectivos, sabiendo que0
para elevar 1 F el agua requiere 150 BTU y el aceite alrededor
del doble. Si el calor requerido es mayor que el calculado, el
tratador est sobrecargado. En este caso se puede aplicar un
reactivo de separacin rpida y se instala un eliminador de agua
libre. Si el horno no est sobrecargado, entonces puede haber
depositacin de holln o incrustaciones externas. Si en un
deshidratador disminuye la altura de la interfase agua-aceite,
entonces:
1. Verificar la operacin de la vlvula de descarga de agua. 2.
Comprobar que dicha vlvula y el sifn no presenten
incrustaciones. 3. Verificar la presin de descarga del drene
(cuando el agua se enva a una planta de tratamiento) para detectar
contrapresin excesiva.
4. Observar si hay depsito en el fondo que pueda. impedir el
flujo al sifn 5. detectar un taponamiento en la lnea de salida del
aceite 6. revisar la temperatura del aceite 7. indagar al
deshidratador por la lnea igualadora de presiones 8. comprobar que
en la seccin de separacin de gas no hay canalizacin de aceite. 9.
Cuando los intercambiadores de calor operan deficientemente, es muy
probable que los tubos estn picados por la corrosin y hay que
cambiarlos. Las fallas ms comunes en los tratados electrostticos
ocurren cuando hay intermitencias en el suministro de corriente
elctrica; al disminuir el voltaje la luz piloto se atena o
desaparece. La acumulacin de materiales slidos en la interfase
agua-aceite puede originar un corto circuito. En este caso hay que
disminuir la altura de la interfase para normalizar la operacin de
la unidad. Tambin es recomendable aumentar la temperatura o cambiar
de reactivo. Si el mal funcionamiento del tratador no se corrige,
habr que revisar todo el circuito elctrico. Presencia de sales en
el crudo: Consiste en la mayora de los casos en sal disuelta en
agua. Las sales minerales estn presentes en el crudo en diversas
formas: como cristales solubilizados en el agua emulsionada,
productos de corrosin o incrustacin insolubles en agua y compuestos
organometlicos como las porfirinas.
La salinidad de la fase acuosa vara desde 100 ppm hasta la
saturacin, que es de 300.000 ppm (30 % peso); sin embargo lo usual
es encontrar salmueras en el rango de 20.000-150.000 ppm (2 a 15 %
peso) 1% de contenido de agua de 15.000 ppm en el crudo implica: 55
lb/1000 bbl crudo (PTB = 55). Por comparacin, el agua de mar
contiene de 30.00043.000 ppm (3 a 4,3 % peso) de sales disueltas.
Efectos del contenido de las sales en el crudo: El contenido de sal
en el crudo normalmente es medido en libras de cloruro, expresado
como cloruro de sodio equivalente por 1.000 barriles de crudo
limpio (Libras por Mil Barriles, LMB o en ingls Pounds per Thousand
Barrels, PTB).
Cuando el crudo es procesado en las refineras, la sal puede
causar numerosos problemas operativos, tales como disminucin de
flujo, taponamiento, reduccin de la transferencia de calor en
los
intercambiadores, taponamiento de los platos de las
fraccionadoras. La salmuera es tambin muy corrosiva y representa
una fuente de compuestos metlicos que puede envenenar los costosos
catalizadores. Es por esto, que las refineras usualmente desalan el
crudo de entrada entre 15 y 20 PTB para el caso de refineras
sencillas, en aquellas de conversin profunda las especificaciones
pueden ser ms exigentes, alcanzando valores de 1 PTB. Calentamiento
de la formacin por inyeccin de agua caliente:
La
inyeccin
de
agua
caliente
es
un
proceso
trmico
de
desplazamiento, el proceso consiste en inyectar agua caliente a
travs de un cierto nmero de pozos y producir el petrleo por otro.
Los pozos de
inyeccin y produccin se perforan en arreglos, tal como en los
procesos de inyeccin convencional de agua.
La inyeccin de agua caliente involucra el flujo de dos fases,
agua y petrleo. En este sentido, los elementos de la inyeccin de
agua caliente son relativamente fciles de describir, ya que se
trata bsicamente de un proceso de desplazamiento en el cual el
petrleo es desplazado inmisciblemente tanto por el agua caliente
como fra.
Exceptuando los efectos de temperatura y el hecho que
generalmente se aplican a crudos relativamente viscosos, la
inyeccin de agua caliente tiene varios elementos comunes con la
inyeccin convencional de agua.
Cuando se inyecta agua caliente a travs de un pozo, la formacin
de la vecindad del pozo es calentada, mientras que al mismo tiempo
parte del calor inyectado se pierde hacia las formaciones
adyacentes. El agua caliente inyectada suministra el calor
necesario y como resultado su temperatura disminuye. Adems, como el
agua caliente se mueve alejndose del pozo inyector, este fluye con
los fluidos del yacimiento formando una zona calentada en la cual
la temperatura vara desde la temperatura de inyeccin en el pozo
inyector hasta la temperatura del yacimiento a una cierta distancia
del pozo inyector.
Este proceso de recuperacin de crudo mediante el desplazamiento
de agua caliente se debe principalmente a los siguientes
mecanismos: Mejoramiento de la movilidad del petrleo como resultado
de la reduccin de su viscosidad debido al incremento de la
temperatura.
Reduccin del petrleo residual a altas temperaturas. La reduccin
del petrleo residual se debe a la expansin trmica del petrleo a
altas temperaturas y a los cambios de las fuerzas superficiales de
los fluidos. Estas fuerzas incluyen fuerzas interfaciales entre los
fluidos y los fluidos y las rocas. Los cambios en las fuerzas
superficiales no reducen necesariamente las fuerzas capilares.
En general la clave del proceso de inyeccin de agua caliente es
mejorar la relacin de movilidad durante el desplazamiento
disminuyendo la viscosidad del petrleo con el incremento de la
temperatura debido a que la actividad intermolecular se incrementa
con el calor. Modelo de Lauwerier: LAUWERIER, ha sido reconocido
como el primero en establecer firmemente los clculos aproximados de
la distribucin de la temperatura en el yacimiento. Lauwerier
considero la inyeccin de agua caliente a un flujo constante en un
yacimiento ideal, horizontales de propiedades uniformes y
constantes, adems supone que la transferencia de calor hacia las
formaciones adyacentes se afectan por conduccin vertical solamente,
y que la distribucin de la temperatura en el yacimiento es
independiente de la posicin vertical, y el flujo de calor dentro
del yacimiento se realiza nicamente por conveccin.
La distribucin de temperatura en el yacimiento y en las
formaciones adyacentes a cualquier distancia del punto de inyeccin
esta, dada por la siguiente ecuacin:
El valor de la funcin error complementario erfc(x), se obtiene a
partir de los siguientes clculos. erfc(x)= 1-erfc(x)
Siendo erfc(x) la funcin error del mismo nmero. Una aproximacin
dada por Abramowitz y Stegun para el clculo de erfc(x) es la
siguiente:
Tipos de tanques: Separadores Cilndricos:Son los ms comnmente
usados y su posicin puede ser vertical u horizontal Cilndricos: Los
Tanques Cilndricos Verticales permiten almacenar grandes cantidades
volumtricas y solo se relativamente pequeas hasta 2.5 psi.
Se emplean para almacenar productos de diferente naturaleza
qumica (cidos, lcalis, hidrocarburos, efluentes industriales, etc.)
y son de gran capacidad de almacenaje. Pueden ser clasificados de
acuerdo al tipo de techo y tipo de fondo en: Tipo de techo: Sin
techo, techo fijo o techo flotante. Tipo de fondo: plano, esfrico,
hemisfrico, semieliptico o cnico. Techo Fijo: Se emplean para
contener productos no voltiles o de bajo contenido de ligeros (no
inflamables) como son: agua, diesel, asfalto, petrleo crudo, etc.
Este tipo de tanques operan con un espacio para los vapores, el
cual cambia cuando vara el nivel de los lquidos.
Ventilaciones en el techo permiten la emisin de vapores y que el
interior se mantenga aproximadamente a la presin atmosfrica pero
producindose perdidas de respiracin. Los tanques de techo fijo son
usados para almacenar lquidos en los cuales los tanques de techo
flotante no son exigidos.
El techo puede tener la forma de un cono, domo o paraguas. Los
techos fijos hay de dos tipos auto soportados y soportados. Techo
Flotante: Se emplea para almacenar productos con alto contenido de
voltiles como son: alcohol, gasolinas y combustibles en
general.
Este tipo de techo fue desarrollado para reducir o anular la
cmara de aire, o espacio libre entre el espejo del liquido y el
techo, adems de proporcionar un medio aislante para la superficie
del liquido, reducir la velocidad de transferencia de calor al
producto almacenado durante los periodos en que la temperatura
ambiental es alta, evitando as la formacin de gases (su
evaporacin), y consecuentemente, la contaminacin del ambiente y, al
mismo tiempo se reducen los riesgos al almacenar productos
inflamables. Tanques sin Techo: Se usan para almacenar productos en
los cuales no es importante que este se contamine o que se evapore
a la atmosfera como el caso del agua cruda, residual, contra
incendios, etc. El diseo de este tipo de tanques requiere de un
clculo especial del anillo de coronamiento. Tipos de Fondo:
Fondo plano
Fondo esfrico
Fondo hemisfrico
Fondo semieliptico
Fondo cnico con chaflan
Fondo cnico
Vlvulas de presin y Vaco:
Las vlvulas de presin/vacio se utilizan para evitar que el
tanque se dae tras el exceso de presin interna o de vaco, y para
reducir la evaporacin del contenido del tanque hacia la atmosfera
evitando el venteo libre. Los tanques de almacenamiento se
presurizan cuando el lquido es bombeado al interior del tanque
debido a que el vapor interno se comprime mientras sube el nivel, o
tambin con temperaturas elevadas ya que los
gases existentes se expanden. A s mismo, las condiciones de
vacio se dan cuando se extrae lquido del contenedor o cuando la
temperatura disminuye.
Una buena calibracin en los discos de presin vacio evitar que la
estructura del tanque se dae tras el exceso de presin interna o
vacio.
Aforo: Es el proceso de medicin/anlisis que se lleva a cabo en
los tanques de almacenamiento de crudo para saber que volumen de
crudo contienen. Medicin por Aforacin: Se realiza a travs de dos
mtodos: directo e indirecto. Mtodo Medicin directo o al lleno Este
mtodo consiste en bajar la cinta con la plomada hasta tocar
ligeramente el fondo del tanque o la placa de nivel cero (0) fijado
en el fondo. El nivel del lquido en el tanque se determina por la
longitud de la cinta mojada. Este mtodo debe ser usado para medir
tanques de techo flotante, para medir residuos en los tanques de
los bloques antes y despus de descargarlo. Tambin se usa para medir
el agua libre en el fondo en cualquier tipo de tanque y residuos de
petrleo o producto del mismo, siempre y cuando los residuos sean lo
bastante fluidos para permitir el paso de la plomada hasta el fondo
del tanque o hasta la placa de nivel cero.
Procedimiento. Colocarse en posicin tal que al abrir la
claraboya, los vapores que se encuentran en el tanque no den
directamente en la cara. Enganchar la plomada a la cinta y abrir la
claraboya de medicin. Sostener el carrete con una mano y bajar la
cinta lentamente entre el dedo pulgar y el dedo ndice de la otra
mano, hasta que la plomada toque ligeramente el fondo del tanque.
No se debe permitir que la plomada golpee duro en fondo, lo cual
suele ser causa comn de error por ladearse la plomada. Recoger la
cinta con el carrete hasta que aparezca la parte donde el lquido
dej la marca que indica su nivel. Anotar con exactitud la medida,
sea en metros, centmetros, milmetros, pies o pulgadas. Limpiar la
cinta con estopa mientras se la retire completamente, dejando caer
el lquido en la claraboya y evitar que se ensucie el techo. Cerrar
la claraboya para cumplir con las normas de seguridad. Desconectar
la plomada de la cinta, cargar el equipo de tal manera que permita
bajar el tanque con una mano libre y reportar o anotar la medida en
la manera establecida. Avisar al supervisor en caso de: Cualquier
cambio repentino de nivel. Cuando el nivel se altere sin motivo,
bien sea, por descuido o vlvulas defectuosas. Cuando el nivel se
aproxima a su mxima medida permitida.
Mtodo de Medicin indirecta o al vaco: Este mtodo consiste en
bajar una cinta con su plomada hasta cierta profundidad del lquido
contenido en el tanque. El nivel del lquido contenido en el tanque
se determina restndole a la altura de referencia la lectura de la
cinta (longitud total introducida en el tanque) y sumndole al
resultado obtenido, la lectura de la cinta mojada. Esto equivale a
restarle a la altura total del tanque la parte del mismo que ha
quedado vaca. Este mtodo se usa comnmente en la medicin de tanques
de techo fijo y en oportunidades, se usa para medir los niveles de
los residuos y agua en el fondo de los tanques Procedimiento: La
diferencia entre este mtodo y el de medicin directa consiste que en
lugar de medir la altura del lquido mismo, se calcula sta, midiendo
la altura del espacio vaco sobre el lquido (la altura de la luz) y
sustrayndola a la altura total del tanque. Para conseguir la medida
del nivel del lquido en un tanque, se procede de la siguiente
manera: Colocarse en posicin tal para que al abrir la claraboya,
los vapores que se encuentran en el tanque no den en la cara.
Enganchar la plomada a la cinta y abrir la claraboya de medicin,
Introducir la cinta hasta que haya penetrado ms o menos 6" a 8" 15
a 20 cms en el lquido, asomndose por la claraboya para observarlo.
Anotar la medida indicada por la cinta al borde de la claraboya.
Retirar la cinta, anotar la medida en la parte mojada de la plomada
y la cinta y deducir esta medida de la anterior. Esta diferencia
representa la altura de luz y al reducir la altura de la luz de la
altura conocida del tanque, se obtiene la medida del lquido en el
tanque.
Medicin de flujo: La medicin de fluidos y posteriormente el
procesamiento de datos, se realiza con el objeto de conocer la
produccin general de la Estacin Recolectora y/o la produccin
individual de un pozo.
Los tipos de medicin son gas y lquido: Medicin de gas: El gas
est ntimamente ligado con la produccin de petrleo, por eso la
medicin del volumen de gas producido juega un papel importante en
la industria del petrleo,ya que esta informacin permite conocer la
condicin del yacimiento. La medicin de gas se hace en varios
sitios: en la salida del separador de medida, en la salida del
separador de produccin o Depurador y en la lnea de venteo. El
petrleo, por ser un lquido, es relativamente fcil de medir. La
medicin del gas, en cambio, es ms complicada puesto que su volumen
debe ser determinado durante su flujo a travs de la lnea. Medicin
de lquidos: Por Aforacin. Directo. Indirecto. Flotador. Conteo por
carga o descargo. Desplazamiento positivo.
Medicin por Flotador: Este mtodo utiliza un medidor (flotador)
cuando el nivel del recipiente se desea indicar localmente sobre
una escala. Est compuesto por un flotador, un cable, poleas, una
escala y un indicador.
INDICADOR DE NIVEL TIPO FLOTADOR El flotador est unido por medio
de un cable, a travs de un sistema de poleas, a un peso con aguja
indicadora, la cual sealar sobre una escala, previamente calibrada,
el nivel del recipiente. Es de hacer notar que la indicacin es
inversa, es decir, si el recipiente est lleno, el indicador estar
en la parte ms baja de la escala y si est vaco, en la parte ms
alta. El flotador conectado directamente, est unido por un cable
que desliza en un juego de poleas, a un ndice exterior que seala
sobre una escala graduada. Es el modelo ms antiguo y el ms
utilizado en tanques de gran capacidad.
Medicin por Descarga del Separador
Para llevar a cabo esta medicin, el separador posee un contador
de descargas o ciclos de llenado. Su funcin consiste en contar el
nmero de golpes o descargas que se producen durante un tiempo
determinado. Con esta informacin y conociendo los barriles de
lquido por descarga, se puede calcular la produccin diaria de la
estacin o de un pozo cualquiera. Esto se hace aplicando la frmula
siguiente: Q =F.N24/t Donde: Q = Produccin bruta, en barriles por
da F - Factor del separador, en barriles por descarga N = Nmero de
descarga en el tiempo t t = Duracin de la prueba en horas El nmero
24 corresponde a la cantidad de horas que tiene un da. El nmero de
descargas se registra en una carta. Para ello se utiliza un
instrumento llamado Registrador de Presin Diferencial o Cmara
Diferencial el cual posee dos cmaras internas (una de alta presin y
otra de baja presin).
Tomo alto presin
Tomo bojo presin
Eje o transmisor
CMARA DIFERENCIAL (PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO) Medicin por
Desplazamiento Positivo: En el conteo del volumen de flujo que pasa
a travs de un medidor de desplazamiento positivo. Este volumen es
totalizado a travs de un contador ubicado en la parte superior.
MEDIDOR DE DESPLAZAMIENTO
Medicin por turbina: Tambin se utiliza para la medicin del
petrleo producido, los medidores de desplazamiento positivo de tipo
mecnico con contador como el "A. O. Smith" por ejemplo, o de tipo
electrnico con integrador como la turbina de flujo "Halliburton"
que consiste en un Carreto que se instala en la tubera, en el cual
va montado un rotor que movido por el flujo a una velocidad
proporcional al flujo, intercepta el campo magntico ejercido por el
"pick-up" (un magneto permanente rodeado por una bobina elctrica);
los impulsos producidos de esta manera se amplifican y se
transmiten a un indicador calibrado en unidades de flujo o a un
integrador que nos dar la cantidad total de flujo.
Anexos.
Figura 2. Fotografa de un tanque vertical
Figura 2. Diagrama de un tanque vertical
Tanque vertical con techo fijo.
Tanque Vertical con Cubierta Interna Flotante
Sistema de medicin de pozos.
FIG. 5-8. CINTA METRICA
5.9 medicin directa
Medicin indirecta.