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UNIVERSIDAD TECNOLGICA EQUINOCCIAL FACULTAD DE CIENCIAS DE LA
INGENIERA
CARRERA DE INGENIERA DE PETRLEOS
Tesis de Grado Previa a la obtencin del ttulo de
Tecnlogo en Petrleos
TEMA:
SEPARACIN TRIFSICA DE HIDROCARBUROS Y TRATAMIENTO DE
EMULSIONES
DIRECTOR DE TESIS: ING. FAUSTO H. JARA
PONENTE: OSWALDO RODRGUEZ
QUITO ECUADOR
2008
-
DEDICATORIA
A Dios por estar conmigo en cada momento, especialmente en los
difciles
momentos.
A Sirle y Oswaldito, mis dos grandes amores, quienes siempre
fueron fuente de
motivacin y alegra para seguir adelante en todos mis proyectos y
me
impulsaron a no desistir hasta alcanzar la meta.
II
-
AGRADECIMIENTOS
A mis padres Laura y Francisco, a quienes les debo todo y es
gracias a ellos
que estoy aqu. Se que esto es muy poco para todos sus
sacrificios, pero
espero que este trabajo les devuelva en parte todo lo que me han
dado.
A los profesores que me ensearon tantas cosas en todos estos aos
de
estudio.
Al Ing. Martn Morales, Ing. Byron Torres por guiarme en el
crecimiento de esta
tesis.
A ambos, gracias por la confianza depositada en m desde el
inicio de este
trabajo, por los consejos constantes y por la dedicacin, tanto
personal como
profesional, para que este trabajo saliera adelante.
III
-
TEMARIO
DEDICATORIA...................................................................................................
II
AGRADECIMIENTOS
.......................................................................................
III
TEMARIO..........................................................................................................
IV
CAPTULO
I.......................................................................................................
1 INTRODUCCIN
...............................................................................................
1 1.1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
..................................................... 1
1.2. JUSTIFICACIN DE LA
INVESTIGACIN............................................. 1
1.3. OBJETIVOS
............................................................................................
2
1.3.1. OBJETIVO
GENERAL.........................................................................
2
1.3.2. OBJETIVOS CIENTFICOS-TECNOLGICOS
................................... 2
1.3.3. OBJETIVOS
ESPECFICOS................................................................
2
1.4. METODOLOGA DE
INVESTIGACIN...................................................
3
1.4.1. DISEO DE INVESTIGACIN
............................................................ 3
1.4.2. MTODOS DE
INVESTIGACIN........................................................
3
1.4.3. TCNICAS DE
INVESTIGACIN........................................................
3
CAPTULO
II......................................................................................................
5 2. MARCO
REFERENCIAL............................................................................
5 2.1. INTRODUCCIN
....................................................................................
5
2.2. TRATAMIENTO DE CAMPO DE
CRUDO............................................... 5
2.2.1. Conceptos Fundamentales.
.................................................................
6
2.2.2. La Formacin de las emulsiones.
........................................................ 7
2.2.3. Toma de la muestra de
emulsin.......................................................
10
2.3. Fundamentos de la Separacin del Agua y del Aceite
.......................... 11
2.3.1. Gravedad
...........................................................................................
11
2.3.2. Agentes qumicos
demulsificantes.....................................................
13
2.3.3. Adicin de calor
.................................................................................
14
2.3.4. Campo Elctrico
................................................................................
20
2.4. Seleccin del proceso y
equipo.............................................................
22
2.4.1. Deshidratacin.
..................................................................................
22
2.4.2.
Desalado............................................................................................
23
IV
-
2.5. Problemas de operacin en plantas de deshidratacin y
desalado de
crudos.
.............................................................................................................
30
2.5.1. EQUIPO DE DESHIDRATACIN Y DESALADO DE CRUDOS........
32
2.5.2. SEPARADORES DE AGUA LIBRE (FREE WATER KNOCKOUT). ..
33
2.5.3. CALENTADORES - TRATADORES (HEATER TREATER) ..............
34
2.5.4. TRATADORES
ELECTROSTTICOS...............................................
35
2.6. Fundamentos de la deshidratacin por campo elctrico
....................... 36
2.6.1. Mtodos electrostticos de la resolucin
........................................... 38
2.7. PROCESO DE SEPARACIN DE FASES EN UN SEPARADOR........
43
2.7.1. FACTORES QUE INTERVIENEN EN LA
SEPARACIN.................. 43
2.7.2. TIEMPO DE RESIDENCIA
................................................................
43
2.7.3.
TEMPERATURA................................................................................
44
2.7.4.
PRESIN...........................................................................................
44
2.7.5. CONDICIONES EXTERNAS
.............................................................
45
2.8. CONTROL DE POZOS PRODUCTORES CON ALTO CONTENIDO DE
AGUA 46
2.8.1. Sistemas de Control Convencionales
................................................ 46
2.8.2. Separador
Trifsico............................................................................
46
2.8.3. Sistemas de Colectores
Mltiples......................................................
47
2.8.4. Limitaciones de los Sistemas Convencionales
.................................. 48
2.9. PORCENTAJE BSICO DE SEDIMENTOS Y AGUA (BS&W) DE
POZOS
PRODUCTORES................................................................................
49
2.10. CLASIFICACIN DE
EMULSIONES................................................. 49
2.10.1. PORCENTAJE BSICO DE SEDIMENTOS Y AGUA (BS&W) DE
LAS LLEGADAS DE LAS
ESTACIONES.........................................................
50
2.10.2. MONITOREO DE BS&W DE LOS SEPARADORES, FWKOS,
TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE CRUDO Y DE LA TRANSFERENCIA
50
2.10.3. ANLISIS DE SLIDOS ORGNICOS INORGNICOS .............
50
2.10.4. ANLISIS DE DISTRIBUCIN DE FLUIDOS
................................ 50
2.10.5. CLCULOS DE TIEMPO DE RESIDENCIA
.................................. 51
2.10.6. ANLISIS DE ACEITE EN AGUA
.................................................. 51
2.11. ALTERNATIVAS PARA EL TRATAMIENTO QUMICO DE
DESHIDRATACIN DE
CRUDO.....................................................................
51
V
-
2.11.1. ALTERNATIVAS PARA LOS SISTEMAS DE TRATAMIENTO
MECNICO-FSICO Y
TRMICO....................................................................
56
2.12. EMULSIONES
...................................................................................
57
2.12.1. LA FORMACIN DE LA
EMULSIN............................................. 57
2.12.2. EMULSIONES DE AGUA EN PETRLEO CRUDO
...................... 58
2.12.3. CAUSAS DE EMULSIONES
ESTABLES....................................... 59
2.12.4. ESTABILIDAD Y ROMPIMIENTO DE LA
EMULSIN................... 63
2.12.5. PRINCIPIOS PARA LOS
TRATAMIENTOS................................... 64
2.12.6. ANLISIS DE LA PRODUCCIN(ESTUDIO DEL SISTEMA) .......
65
2.12.7. PROBLEMAS ACTUALES DE
TRATAMIENTO............................. 66
2.12.8. VELOCIDAD DE ASENTAMIENTO
............................................... 68
2.12.9. PREVENCIN DE LA
EMULSIN................................................. 69
2.12.10. LOS TIEMPOS DE RETENCIN PARA LA RESOLUCIN ..........
70
2.13. ESPUMAS
.........................................................................................
71
2.13.1. ESPUMAS EN SISTEMAS DE HIDROCARBUROS: ORIGEN,
CONSECUENCIAS Y SOLUCIONES
..............................................................
71
2.13.2. ESPUMAS DE HIDROCARBUROS: REMOCIN DE GAS EN
SEPARADORES..............................................................................................
73
2.13.3. FORMACIN DE LA
ESPUMA...................................................... 74
2.14. DOSIFICACIN DE QUMICO DEMULSIFICANTE A LA ENTRADA
DE LOS SEPARADORES DE PRODUCCIN DE LA ESTACIN DORINE
BATTERY.........................................................................................................
75
2.14.1. PROCESO QUMICO EN LA SEPARACIN DE
HIDROCARBUROS
.........................................................................................
75
2.14.2. SUSTENTO DE LA DOSIFICACIN DE UN DEMULSIFICANTE . 78
2.14.2.1. RESULTADO QUE SE
PREV...................................................... 78
2.14.3. ACCIN QUMICA
DESEADA.......................................................
79
2.14.4. TIEMPO DE
RESIDENCIA.............................................................
80
2.14.5. EXPECTATIVAS
............................................................................
80
CAPTULO
III...................................................................................................
81 3. PROPUESTA DEL TRATAMIENTO PREVIO PTIMO DEL CRUDO PROVENIENTE
DE LAS ESTACIONES DE POZOS PRODUCTORES
(WELL-PADS)..............................................................................................................
81 3.1. SITUACIN ACTUAL DEL CAMPO
DORINE....................................... 81
VI
-
3.2. DESCRIPCIN GEOLGICA Y GEOFSICA
....................................... 81
3.3. SITUACIN ACTUAL DEL CAMPO ALICE
.......................................... 82
3.4.
OBJETIVO.............................................................................................
84
3.5. DESCRIPCIN GEOLGICA Y GEOFSICA
....................................... 84
3.6. PROCESO DE SEPARACIN Y DESHIDRATACIN DE
HIDROCARBUROS
.........................................................................................
85
3.7. CONTROL DE PRODUCCIN
.............................................................
87
3.7.1. ESTACIONES DE POZOS PRODUCTORES (ESTACIONES
SATLITE)
.......................................................................................................
88
3.8. DESCRIPCIN DE LAS ESTACIONES DE POZOS PRODUCTIVOS . 90
3.9. REPORTE DE PRODUCCIN DE CAMPO
DORINE........................... 90
3.10. DISPOSICIN Y TRATAMIENTO DE LAS EMULSIONES ...............
94
3.10.1. SOLUCIN DE PROBLEMAS
....................................................... 94
3.10.2. CONTROL DE
INTERFASE...........................................................
95
3.10.2.1. Causas de la Placa de Interfase
.................................................... 95
3.10.2.2. Qu es un Qumico de Control de
Interfase?............................... 96
3.11. DESCRIPCIN DE EQUIPOS DE SEPARACIN DE EMULSIN... 97
3.12. PROBLEMA TCNICO QUE SE PRETENDE RESOLVER ..............
99
3.12.1. MONITOREO DE
BS&W..............................................................
100
3.12.2. BS&W DE POZOS PRODUCTORES
.......................................... 100
3.12.3. MONITOREO DE BS&W DE LAS LLEGADAS DE LAS
ESTACIONES................................................................................................
105
3.12.4. MONITOREO DE BS&W DE LOS SEPARADORES, FWKOS,
TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE OIL Y DE LA TRANSFERENCIA...
105
3.13. CLASIFICACIN DE
EMULSIONES............................................... 106
3.14. ANLISIS DE SLIDOS ORGNICOS INORGNICOS...............
107
3.15. ANLISIS DE DISTRIBUCIN DE
FLUIDOS.................................. 107
3.16. CLCULOS DE TIEMPO DE RESIDENCIA
.................................... 107
3.17. ANLISIS DE ACEITE EN
AGUA.................................................... 108
3.18. MTODOS DE SEPARACIN DE FASES EN ESTACIONES
CONVENCIONALES......................................................................................
109
3.18.1. POR QU USAR UN SEPARADOR DE ENSAYOS TRIFSICO 110
CAPTULO IV
................................................................................................
112 4. CONCLUSIONES Y
RECOMENDACIONES.......................................... 112
VII
-
VIII
4.1.
CONCLUSIONES................................................................................
112
4.2. RECOMENDACIONES
.......................................................................
115
BIBLIOGRAFA
.............................................................................................
117
ANEXOS........................................................................................................
118
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SEPARACIN TRIFSICA DE HIDROCARBUROS Y TRATAMIENTO DE
EMULSIONES
CAPTULO I INTRODUCCIN
1.1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA Con el presente trabajo se
elaborar un plan de tratamiento ptimo del crudo
proveniente de las Estaciones de Pozos Productores conocidos
como (Well
Pads) para minimizar las emulsiones y mejorar el desempeo de
los
Deshidratadores de Agua Libre, conocidos como (FWKOS) en las
facilidades
de produccin. Este tema surge como consecuencia de la presencia
de
emulsiones en el crudo, la misma que afecta directamente en la
produccin del
petrleo con un Porcentaje Bsico de Sedimentos y Agua (BS&W)
dentro de
los parmetros adecuados.
1.2. JUSTIFICACIN DE LA INVESTIGACIN
Con el presente trabajo se pondr un modelo de tratamiento previo
del crudo
proveniente de las Estaciones de Pozos Productores (Well Pads)
con la
finalidad de minimizar las emulsiones que se originan en el
proceso y a la vez
mejorar el desempeo de los Deshidratadores de Agua Libre (FWKOS)
en
produccin.
Con los conocimientos adquiridos y el apoyo de la informacin que
se obtiene
navegando por Internet y libros en la que la tecnologa este
actualizada se
puede decidir la seleccin de equipos mas adecuados para la
adquisicin de
datos y control.
Con este trabajo se pretende transmitir una explicacin mas
adecuada para
aquellas personas que van a trabajar en este tipo de
instalaciones y que recin
se estn relacionando con este tema.
OSWALDO RODRGUEZ TORRES 1
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SEPARACIN TRIFSICA DE HIDROCARBUROS Y TRATAMIENTO DE
EMULSIONES
1.3. OBJETIVOS 1.3.1. OBJETIVO GENERAL El objetivo de la
presente investigacin es de presentar un modelo que nos
permita el procesamiento de emulsiones agua-petrleo de gran
estabilidad, y
que a partir de una rotura eficiente de las mismas se obtenga
fracciones de:
petrleo, agua residual, gas y slidos que puedan ser utilizados
sin riesgo
ambiental.
1.3.2. OBJETIVOS CIENTFICOS-TECNOLGICOS
Determinar las causas de formacin de emulsiones y principales
agentes, presentes en el petrleo, que brindan gran estabilidad a
las mismas.
Encontrar el valor de los parmetros de tratamiento ms eficiente
para conseguir la rotura de una dada emulsin.
1.3.3. OBJETIVOS ESPECFICOS
Analizar la informacin de separacin trifsica de hidrocarburos.
Investigar sobre la teora de formacin y ruptura de la emulsin.
Analizar las alternativas fsicas y qumicas para minimizar las
emulsiones. Determinar una alternativa adecuada. Estudiar los
fenmenos de a) coalescencia; b) floculacin,; c)
concentracin de emulsiones y el proceso inverso de
estabilizacin.
OSWALDO RODRGUEZ TORRES 2
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SEPARACIN TRIFSICA DE HIDROCARBUROS Y TRATAMIENTO DE
EMULSIONES
1.4. METODOLOGA DE INVESTIGACIN
1.4.1. DISEO DE INVESTIGACIN
En este estudio se aplicar el tipo de investigacin descriptiva,
puesto que lo
que se pretende de alguna manera mediar o cuantificar las
variables como se
presentan en la prctica para obtener conclusiones que puedan
aplicarse a la
prctica.
1.4.2. MTODOS DE INVESTIGACIN
Mtodo deductivo. Este mtodo lo emplearemos en el inicio de la
investigacin pues nos servir de punto de partida para analizar
informacin general con el propsito de orientarla a nuestra
investigacin, especficamente nos referimos a la informacin
bibliogrfica.
Mtodo de anlisis. Este mtodo ser empleado de manera especial
para analizar la investigacin de campo y otros factores del
ambiente
externo que afectar el desarrollo del proyecto.
Mtodo de sntesis. Este mtodo se aplicar para sintetizar la gran
informacin que hemos recopilado anteriormente, esta reunin de
informacin nos permite construir el cuerpo de la tesis.
1.4.3. TCNICAS DE INVESTIGACIN
Existen varias tcnicas, entre las principales y que se utilizarn
en esta
investigacin son:
Tcnica de fichaje. Especficamente utilizaremos fichas
nemotcnicas y las fichas de documentacin que sirve para pegar
recortes de artculos
de peridicos o revistas.
OSWALDO RODRGUEZ TORRES 3
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SEPARACIN TRIFSICA DE HIDROCARBUROS Y TRATAMIENTO DE
EMULSIONES
Tcnica bibliogrfica. Utilizaremos la biblioteca, varios libros e
enciclopedias.
Tcnica de observacin. Esta tcnica arranca desde el inicio de la
investigacin y se desarrollar con mayor nfasis al levantar la
informacin documental.
OSWALDO RODRGUEZ TORRES 4
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SEPARACIN TRIFSICA DE HIDROCARBUROS Y TRATAMIENTO DE
EMULSIONES
CAPTULO II
2. MARCO REFERENCIAL 2.1. INTRODUCCIN
El actual problema que se presenta en la separacin del petrleo
producido
que aqueja a la industria no ha permitido aumentar el recobro
del petrleo y por
el contrario lo ha llevado a una posicin perenne, conformndose
como lo que
el equipo actual puede aportar.
En este trabajo se quiere tambin que se obtenga un aporte en la
preservacin
del medio ambiente, al lograr utilizar los separadores como
trifsicos
automatizados, es decir que se trate los slidos del mismo en
forma similar a la
captacin y reutilizacin del gas.
Y el pertinente tratamiento del agua para la reutilizacin,
contribuyendo de esta
manera el mejor aprovechamiento de equipos y recursos del Campo
Dorine.
Para analizar tambin la optimizacin de la separacin mediante el
tratamiento
qumico con la dosificacin adecuada de demulsificante, para la
inyeccin en
las Estaciones de Produccin.
2.2. TRATAMIENTO DE CAMPO DE CRUDO En la actualidad dos terceras
partes de la produccin mundial de crudo se
obtiene en forma de emulsin, que necesariamente debe ser
tratada.
El agua salada fluye con el aceite en forma de baches (ms o
menos grandes)
o como pequeas gotas dispersas en forma estable en la masa del
aceite. En
el primer caso se trata de una simple mezcla de aceite y agua.
En el segundo
de una emulsin.
Los problemas de desemulsificacin de crudos son cada vez ms
difciles de
resolver, ya que el aceite producido bajo los modernos mtodos
de
OSWALDO RODRGUEZ TORRES 5
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SEPARACIN TRIFSICA DE HIDROCARBUROS Y TRATAMIENTO DE
EMULSIONES
recuperacin adquiere un grado mayor de emulsificacin. Los mtodos
de
tratamiento de las emulsiones han evolucionado notablemente,
desde el simple
reposo en vasijas convencionales hasta la aplicacin de voltajes
elctricos
elevados, pasando por los diferentes mtodos mecnicos, trmicos y
qumicos.
Generalmente, el tratamiento de las emulsiones se efecta
combinando los
efectos gravitacionales, mecnicos, trmicos, qumicos y elctricos.
Aunque el
conocimiento de la naturaleza de las emulsiones de agua y aceite
ha influido en
el establecimiento de la tecnologa bsica para su tratamiento,
los enfoques
empricos para el desarrollo de procesos y productos, en estudios
de
laboratorio, plantas piloto e instalaciones de campo siguen
siendo factores
decisivos. El desarrollo de productos qumicos que ayudan a
la
desemulsificacin, no es la excepcin.
Queda manifiesta la importancia de la deshidratacin y desalado
al nivel ms
alto posible, mediante la seleccin apropiada del proceso y
equipo de campo.
Si en algn punto del sistema no se obtiene el crudo bajo
condiciones
aceptables, debe modificarse o instalarse, la planta de
deshidratacin para no
deteriorar el trabajo ya realizado.
2.2.1. Conceptos Fundamentales.
a) EMULSIN: Una emulsin es una mezcla ntima y estable de agua y
aceite. Ms rigurosamente, una emulsin en un sistema heterogneo
constituido, por
lo menos, por un lquido no miscible disperso ntimamente en otro
en forma de
gotas, cuyos dimetros son generalmente mayores de 0.10 micras.
La
estabilidad de dicho sistema puede alterarse por medio de
agentes activos de
superficie, slidos finamente divididos, etc.
La fase formada por las gotas aisladas se llama fase dispersa o
interna. La fase
que forma la matriz en donde las gotas estn suspendidas, se
llama fase
continua o externa.
OSWALDO RODRGUEZ TORRES 6
-
SEPARACIN TRIFSICA DE HIDROCARBUROS Y TRATAMIENTO DE
EMULSIONES
b) TENSIN SUPERFICIAL: La tensin superficial es una propiedad de
los lquidos que los distingue de los gases. En el seno de un
lquido, las molculas
se atraen entre s estas fuerzas de atraccin, que son una
combinacin de
fuerzas de Van Der Waals y de las fuerzas electrostticas que
estn en
equilibrio. En la superficie del lquido, estas fuerzas no estn
balanceadas ya
que no hay molculas de lquido en la parte superior. La
resultante es una
fuerza perpendicular a la superficie. Puede decirse que la
superficie del lquido,
por la accin de esta fuerza tiende a contraerse.
c) TENSIN INTERFACIAL: Hasta ahora solamente se han considerado
las propiedades entre un lquido y un gas, que puede ser el aire o
el vapor del
lquido. De mayor importancia en problemas de deshidratacin, es
la existencia
de cierta tensin entre dos lquidos, denominada tensin
interfacial.
Cuando dos lquidos no miscibles se ponen en contacto aparece una
interfase.
Las fuerzas de atraccin que actan en las molculas de la
interfase de los dos
lquidos no estn balanceadas, con el consiguiente desarrollo de
una tensin
interfacial.
2.2.2. La Formacin de las emulsiones.
Las emulsiones de aceite y agua son dispersiones de gotas de
agua en el
aceite, que se vuelven estables por la accin de algunos
materiales presentes
en el aceite. Este tipo de emulsin es el ms comn en la Industria
Petrolera.
Rara vez se encuentra la emulsin inversa, donde la fase dispersa
es el aceite
y la fase continua o dispersante es el agua.
Para formar una emulsin es necesario, adems del agua y el
aceite, la
agitacin y la presencia de un agente emulsificante que
estabilice la mezcla.
OSWALDO RODRGUEZ TORRES 7
-
SEPARACIN TRIFSICA DE HIDROCARBUROS Y TRATAMIENTO DE
EMULSIONES
Los agentes emulsificantes presentes en el aceite son:
9 Asfaltenos. 9 Resinas. 9 Cresoles. 9 Fenoles. 9 cidos
orgnicos. 9 Sales metlicas. 9 Sedimentos. 9 Arcillas. 9 Productos
de la corrosin. 9 Slidos finamente divididos. Etc.
Cada gota de agua es cubierta por una pelcula de agente
emulsificante; las
gotas quedan aisladas entre s tanto fsica como elctricamente. De
la
naturaleza de esta pelcula rgida o elstica, depende la
estabilidad de la
emulsin. Esta pelcula es el resultado de la adsorcin de los
agentes qumicos
emulsificantes polares de alto peso molecular (generalmente
asfltenos).
El aspecto microscpico de una emulsin de agua en aceite, se
ilustra en la
Fig. VII.l. Las esferas son gotas de agua dispersas en el
aceite. El dimetro de
las gotas vara de una micra hasta centenas de micras, aunque la
mayora son
de unas 10 micras.
Los cambios en el pH de la fase acuosa afectan la naturaleza de
la pelcula en
forma considerable (Tabla VII.l); Siendo inestables a un pH de
10.5.
Otros factores que afectan la estabilidad de una emulsin
son:
9 El grado de agitacin. 9 La viscosidad del aceite.
OSWALDO RODRGUEZ TORRES 8
-
SEPARACIN TRIFSICA DE HIDROCARBUROS Y TRATAMIENTO DE
EMULSIONES
La agitacin determina el tamao de las gotas dispersas; a mayor
agitacin
resulta un menor tamao de gotas y, por lo tanto, mayor
estabilidad de la
emulsin.
Un aceite de alta viscosidad permite mantener gotas grandes en
suspensin;
por otro lado, a las gotas pequeas se opone una mayor
resistencia al
asentamiento.
La naturaleza de las emulsiones cambia con el tiempo; la pelcula
que rodea a
la gota de agua se engruesa y se torna ms resistente y la
emulsin resulta
ms estable.
OSWALDO RODRGUEZ TORRES 9
-
SEPARACIN TRIFSICA DE HIDROCARBUROS Y TRATAMIENTO DE
EMULSIONES
2.2.3. Toma de la muestra de emulsin a) Es difcil fijar una
tcnica o procedimiento definitivo para la obtencin de la muestra de
emulsin, ya que los tipos de instalaciones de deshidratacin son
variables. Sin embargo, pueden sealarse algunas generalidades
y
precauciones.
b) La muestra debe ser representativa de la emulsin que se
maneja en la instalacin.
c) Cuando a la instalacin concurren emulsiones con reactivo y no
sea posible suspender la inyeccin de ste, es conveniente investigar
separadamente cada
emulsin, obteniendo la muestra en el punto inmediato anterior a
donde se
inyecta el reactivo.
d) En ocasiones hay necesidad de obtener muestras individuales
limpias de todas las emulsiones que concurren a una instalacin y
luego recombinarlas en
las proporciones con que llegan a dicha instalacin.
e) En cualquier caso la muestra debe ser tomada bajo las
condiciones de turbulencia, temperatura y grado de emulsificacin
iguales o semejantes a las
que prevalecen, en donde se inicia el proceso de
deshidratacin.
f) Si la muestra contiene agua libre debe extrarsele
perfectamente.
TABLA VII.l EFECTO DEL pH SOBRE LOS TIPOS DE EMULSIN Y SU
ESTABILIDAD
PH TIPO DE EMULSIN ESTABILIDAD DE LA EMULSIN
3.0 agua - aceite Alta
6.0 agua - aceite Alta
10.0 agua - aceite Baja
10.5 ninguna Inestable
11.0 aceite -agua Baja
13.0 aceite -agua Baja
OSWALDO RODRGUEZ TORRES 10
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SEPARACIN TRIFSICA DE HIDROCARBUROS Y TRATAMIENTO DE
EMULSIONES
2.3. Fundamentos de la Separacin del Agua y del Aceite 2.3.1.
Gravedad
La deshidratacin de crudos es esencialmente un proceso de
separacin por
gravedad. La gravedad proporciona la fuerza natural requerida
para remover el
agua salada del aceite.
Actualmente se dispone de varios diseos de equipo para ayudar a
la
separacin por gravedad, entre los cuales pueden mencionarse los
tanques
deshidratadores, los eliminadores de agua libre, los separadores
de tres fases,
los coalescedores mecnicos y los coalescedores elctricos.
Ninguno de ellos separa el agua del aceite, simplemente juegan
un
determinado papel en el proceso. La aplicacin de estas unidades
puede
ayudar a dificultar la accin de las fuerzas gravitacionales.
En estos dispositivos el tiempo de reposo de la emulsin,
necesario para que el
proceso de deshidratacin y desalado se lleve acabo, limita el
volumen de
aceite tratado en la unidad de tiempo; o ms simplemente, la
capacidad de
tratamiento depende del tiempo de reposo.
El tiempo necesario para que las gotas de menor tamao se
asienten es uno
de los factores de diseo ms importantes. Esto puede ilustrarse
mediante la
Ley de Stokes:
( )0
22: owgrV 7.1
Donde:
V: Velocidad de asentamiento de la gota
g: Aceleracin de la gravedad
r: Radio de la partcula
w: Densidad relativa del agua (agua: 1.000)
o: Densidad relativa del aceite (aceite: 1.000)
OSWALDO RODRGUEZ TORRES 11
-
SEPARACIN TRIFSICA DE HIDROCARBUROS Y TRATAMIENTO DE
EMULSIONES
o: Viscosidad del aceite.
La ley de Stokes se refiere a la fuerza de friccin experimentada
por objetos esfricos movindose en el seno de un fluido viscoso en
un rgimen laminar de bajos nmeros de Reynolds.
En general la ley de Stokes es vlida en el movimiento de
partculas esfricas
pequeas movindose a velocidades bajas.
La ley de Stokes puede escribirse como:
Fr=6R,
Donde:
R= es el radio de la esfera,
= su velocidad y
= la viscosidad del fluido.
La ley de Stokes se ha comprobado experimentalmente en multitud
de fluidos y
condiciones.
Si las partculas estn cayendo verticalmente en un fluido viscoso
debido a su
propio peso puede calcularse su velocidad de cada o sedimentacin
igualando
la fuerza de friccin con la fuerza de gravedad.
Donde:
Vs es la velocidad de cada de las partculas (velocidad
lmite)
g es la aceleracin de la gravedad,
p es la densidad de las partculas y
f es la densidad del fluido.
Al examinar esta ecuacin se destaca el papel que juega la
viscosidad y el
tamao de la partcula. La influencia de la accin qumica de
los
OSWALDO RODRGUEZ TORRES 12
-
SEPARACIN TRIFSICA DE HIDROCARBUROS Y TRATAMIENTO DE
EMULSIONES
demulsificantes, el calor y el campo elctrico, se revisan
brevemente a
continuacin
2.3.2. Agentes qumicos demulsificantes
Comnmente el primer paso en el tratamiento de una emulsin es la
adicin de
compuestos demulsificantes. Son compuestos formulados con varios
productos
qumicos, tales como glicoles y resinas polioxialquilnicas.
El mecanismo de accin de los demulsificantes consiste en romper
y desplazar
la pelcula de agente emulsificante que rodea a la gota de agua
(floculacin) y
aumentar su tensin superficial y la atraccin molecular
propiciando la
coalescencia.
Rara vez un solo compuesto acta como agente floculante y
coalescente; son
generalmente dos o ms compuestos los que intervienen en la
formulacin de
un demulsificante.
Floculante: Agente o sustancia que provoca la floculacin. Su
funcin es neutralizar las cargas negativas que dotan a ciertas
partculas de un carcter coloidal mantenindolas en suspensin. Debido
al efecto del floculante estas partculas se unen formando flculos
de mayor tamao que son fcilmente eliminables mediante procesos de
filtracin.
Coalescente: Separador que divide una mezcla o una emulsin de
dos lquidos inmiscibles usando la tensin interfacial entre los dos
lquidos y la diferencia en la adherencia de los dos lquidos en un
medio poroso particular.
Otra propiedad deseable en un demulsificante es la capacidad
para humectar
los slidos presentes en la emulsin, para que sean incorporados
en el agua
separada.
La adicin del reactivo debe hacerse en un punto desde el cual la
difusin
garantice un contacto ntimo entre el reactivo y las gotas de
agua en dispersin.
Puede inyectarse en el fondo del pozo, en el cabezal del pozo,
en la batera de
recoleccin o en la planta de deshidratacin y desalado.
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La dosificacin de reactivo vara ampliamente segn la estabilidad
de la
emulsin con las condiciones de temperatura, etc.
Las dosificaciones ms comunes en nuestro pas son de 1 a 5
galones de
reactivo por cada 1000 barriles de emulsin (GMB)
Otras aplicaciones de los demulsificantes son para mejorar la
eficiencia del
bombeo neumtico en pozos productores de aceite y en la
transportacin de
aceite pesado, donde el reactivo rompe la espuma y la emulsin
haciendo el
aceite ms fluido.
Finalmente, con la adicin de calor puede removerse hasta un 95%
del agua
presente en el aceite. La remocin del agua residual es mucho ms
difcil y
deben usarse medios, tales como el campo elctrico y otros.
2.3.3. Adicin de calor
La adicin de calor permite un asentamiento ms rpido de las
partculas de
agua, a travs de los siguientes efectos:
1) Reduce la viscosidad del aceite.
2) Por expansin del agua, la pelcula que rodea a las gotas se
rompe o se
reduce su resistencia.
3) Aumenta el movimiento de las molculas.
4) Permite acentuar la diferencia de densidades entre las
partculas de agua y
el aceite.
Cuando sea posible debe aprovecharse cualquier fuente disponible
de calor,
incluyendo el calor que el aceite trae consigo, cuando procede
de formaciones
profundas y fluye a gastos altos.
Por otro lado la adicin de calor est limitada por razones de
economa como
puede inferirse de la Tabla VII.2.
OSWALDO RODRGUEZ TORRES 14
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Puede verse que la velocidad de asentamiento se duplica para un
incremento
de 22 C. Si el radio de la partcula se aumenta de 10 a 100
micras, la
velocidad se hace 100 veces mayor para la misma temperatura (43
C) 47
veces mayor para la temperatura de 65 C.
Esto puede observarse en la propia ley de Stokes, ya que el
radio de la
partcula aparece elevado al cuadrado.
Lo anterior sugiere que deben buscarse otros medios para
aumentar el tamao
de las partculas, sobre todo cuando son de radios menores que 10
micras. En
la Fig. VII.2 se muestra la variacin de la viscosidad con
respecto a la
temperatura para diferentes densidades de crudo (Fig. VII.2a,
VII.2b, VII.2c).
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TABLA VII.2 EJEMPLO DE CLCULO DE LA VELOCIDAD DE
ASENTAMIENTO
Datos:
Temperatura C Dens. agua Dens. aceite Visc. aceite ( Cp )
43 1.02 0.84 6.52
65 1.01 0.83 3.15
Ecuacin.
( )0
2
78.0: owrV
Donde:
v = Velocidad de asentamiento de la partcula, cm/hr r = Radio de
la partcula, micras
w = Densidad relativa de la partcula de agua (agua = 1.000)
o = Densidad relativa del aceite (agua = 1.000)
o =Viscosidad del aceite, cp.
Calculo de v
Temperatura (C) Radio, micras Velocidad, cm/hr
6543
1010
213213
53 100 213
2.3.4. Campo Elctrico Todas las refineras que reciben aceite
conteniendo sal, utilizan tratadores
electrostticos. En el campo apenas comienza su empleo,
incorporando una
seccin elctrica en los tratados convencionales.
OSWALDO RODRGUEZ TORRES 20
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La base para la unin o coalescencia electrosttica de las gotas
la proporciona
la propia molcula de agua; formada por una parte de oxigeno y
dos de
hidrgeno que al unirse configuran un campo elctrico (Fig.
VIII.3a). El centro
del componente positivo, el hidrgeno, esta en un extremo y el
componente
negativo, el oxigeno, esta en el otro. Esto es un dipolo y
responde a la
aplicacin de un campo elctrico.
Bajo la influencia de un campo elctrico una gota de agua se
deforma
elipsoidalmente, como se muestra en la Fig. VII.3b. Con el
alargamiento de la
gota, la pelcula que la rodea puede romperse, facilitando la
coalescencia de
gotas adyacentes.
De mayor importancia es el desplazamiento de las gotas bajo el
efecto
elctrico. Las gotas adyacentes se alinean con las lneas de
fuerza del campo
elctrico y con el voltaje de la corriente alterna, las gotas se
afectarn 120
veces/seg. Fig.VII.3c).
Al mismo tiempo el electrodo positivo atrae a las cargas
negativas y el
electrodo negativo a las cargas positivas. La fuerza de atraccin
para gotas del
mismo tamao puede expresarse matemticamente por:
4
626:L
rKEF 7.3
Donde:
K; es la constante dielctrica. E; es el gradiente elctrico. R;
es el radio de la gota L; es la distancia entre los centros de las
gotas.
Si la distancia entre partculas disminuye, la fuerza de atraccin
aumenta en
forma notable. La respuesta a la coalescencia ocurre en
centsimas de
segundo.
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Un aumento en el gradiente elctrico podra acelerar el proceso,
pero el voltaje
flucta entre 12 000 y 30 000 volts y vara inversamente
proporcional a la
densidad del crudo y a la conductividad de la emulsin por
tratar.
2.4. Seleccin del proceso y equipo
El tratamiento de las emulsiones se realiza en dos etapas
bsicas: la
deshidratacin, donde el contenido de agua a 1 o 2%; el desalado,
donde se
inyecta agua dulce o poco salada que disminuye la concentracin
de sal del
agua remanente.
2.4.1. Deshidratacin.
En esta etapa se remueve el agua libre y las gotas de mayor
tamao. Los
agentes qumicos desemulsificantes juegan un papel sumamente
importante al
promover la coalescencia y acelerar el asentamiento del agua
dispersa.
La temperatura de tratamiento debe seleccionarse considerando la
estabilidad
de la emulsin, la temperatura del aceite a la entrada del
sistema, la volatilidad
del aceite y el costo de calentamiento.
Un diagrama del proceso de deshidratacin se presenta en la Fig.
VII.4. Se
incluyen:
a) Eliminacin del agua libre para evitar el desperdicio de calor
(para elevar l 0F
se requiere 150 BTU para el agua y 280 para el aceite).
b) Precalentamiento donde se aprovecha el calor del aceite
tratado que lo cede
para precalentar el crudo de entrada.
c) Calentamiento para alcanzar la temperatura de proceso
seleccionada.
d) Unidad de deshidratacin donde el contenido de agua se reduce
a 0.2-2%
de agua.
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2.4.2. Desalado
En esta segunda etapa el agua residual (0.2-2%) y la salinidad
asociada se
reduce, mediante la adicin de agua de baja salinidad. De acuerdo
con los
resultados de campo, el volumen de agua de dilucin es
aproximadamente 2
3 veces el volumen de agua residual. Sin embargo, esta relacin
podr variar
considerando los siguientes factores:
1) La salinidad del agua residual.
2) El porcentaje de agua remanente despus de la etapa de
deshidratacin.
3) La salinidad del agua de dilucin.
4) Eficiencia del mezclado del agua de dilucin con la
emulsin
5) Contenido de sal requerido al final del tratamiento.
Conviene sealar la importancia de efectuar un mezclado lo ms
eficiente
posible entre el agua de dilucin y las gotas de agua residual.
Puede decirse
que la ineficiencia est dada por el volumen de gotas de agua de
dilucin que
no entran en contacto con las gotas remanentes.
Esta mezcla es algo difcil de lograr y, en consecuencia, el
proceso empleado
para desalar debe ser muy eficaz, ya que generalmente se trata
una emulsin
ms difcil. En la Fig. VII.5 se muestra el diagrama de desalado
de crudos.
La deshidratacin y desalado de crudos deben combinarse, aunque
no siempre
en la misma planta, para mantener el agua y la sal dentro de
especificaciones.
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Al considerar el tratamiento de crudos de alta viscosidad, la
ecuacin de Stokes
permite resolver varios problemas. Como la diferencia de
densidades entre el
agua y el aceite es mnima y la viscosidad es alta, debe buscarse
la aplicacin
de mecanismos de coalescencia para aumentar el tamao de las
gotas (ver
Tabla VII.2) La aplicacin de voltajes elctricos proporciona los
mejores
resultados.
La temperatura de tratamiento puede determinarse a partir de la
Fig. VII.7 en
funcin de la densidad del aceite.
Si por algn motivo se decide emplear tanques deshidratadores, el
agua y el
aceite se estratificaran en forma alternada, dificultando la
separacin efectiva
de las fases. En otros casos pueden requerirse temperaturas de
100 C o
mayores, lo cual resulta imprctico desde cualquier punto de
vista.
De cualquier manera el consumo de reactivo es demasiado alto
para obtener al
final de cuentos resultados poco satisfactorios. Hay ocasiones
en que la
aplicacin nica del proceso de deshidratacin es suficiente para
producir
crudo apenas dentro de especificaciones.
Normalmente lo anterior se logra a costa de un alto consumo de
reactivo y/o
alta temperatura de operacin. Puede resultar interesante
considerar un
proceso adicional de desalado y evaluar las ventajas y
desventajas,
operacionales y econmicas.
En general las pruebas de laboratorio son de gran ayuda para la
seleccin del
proceso y del equipo de deshidratacin y desalado de crudos, a
pesar de que
la informacin que proporcionan es estrictamente cualitativa.
A continuacin se anotan algunas observaciones, que pueden ser de
utilidad
en la seleccin de las unidades de deshidratacin y desalado. Se
comparan los
tanques deshidratadores con los tratadores elctricos y stos
ltimos con los
tratadores convencionales.
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SEPARACIN TRIFSICA DE HIDROCARBUROS Y TRATAMIENTO DE
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Los diferentes tipos de unidades de deshidratacin y desalado de
crudos
pueden compararse considerando los factores operacionales y
econmicos,
adems de su disponibilidad en el mercado.
En la Tabla VII.3 se especifican los ms importantes y se aplican
para los
tanques deshidratadores y tratadores electrostticos.
La aplicacin correcta de cualquiera de estas dos unidades
bsicamente
depende del contenido de agua y sal del crudo a tratamiento y de
las
especificaciones del aceite tratado. Por ejemplo, si un crudo
con 1% de agua y
800 LMB se desea tratar (desalar) para obtener 0.2% agua (mx.) y
25 LMB
(mx.), debe usarse un tratador electrosttico dentro del proceso
de desalado.
Desalado: se trata de eliminar la mayor parte de sal posible y a
su vez la mayor parte de contenido en
H2O.
Lo mismo puede deducirse de la tabla anterior, donde al
referirse a la eficiencia
de desalado se seala que el deshidratador es poco eficiente, ya
que no
cuenta con ningn tipo de accin, coalescente tal como fibras o
campo
elctrico.
Esta es una de las mayores desventajas de este tipo de unidades,
dejando que
el reactivo y el calor aceleren la segregacin del agua, con
prolongados e
inconvenientes tiempos de reposo, por lo cual han cado en desuso
en
instalaciones relativamente recientes.
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A continuacin se comparan los tratadores convencionales
(termoqumicos)
con los tratadores elctricos.
Las principales ventajas de los tratadores elctricos sobre los
tratadores
convencionales, son las siguientes.
1) Temperaturas de operacin menores: esto produce ahorros en
combustible, crudos poco densos (y por lo tanto de mayor valor
monetario) por conservar las
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fracciones ligeras de aceite, mayor volumen de aceite. Tambin
resulta menor
grado de incrustacin y corrosin.
2) Menor tamao del recipiente; el recipiente se disea para una
rpida coalescencia y permite el uso de recipientes lo ms pequeas
posibles para un
determinado volumen de crudo.
3) No se utilizan fibras coalescentes las cuales se reemplazan
por corriente elctrica; con esto se elimina la interrupcin en la
operacin para reemplazar o
lavar las fibras.
4) Costos menores de demulsificantes; en algunos casos se logra
reducir bastante el consumo de demulsificantes y, en ciertos casos,
puede eliminarse.
5) Mayor eficiencia al tratar emulsiones difciles.
TABLA VII.3
COMPARACIN DE TANQUES DESHIDRATADORES Y TRATADORES
ELCTRICOS.
ASPECTOS DESHIDRATADOR TRATADOR ELECTROESTTICO
Eficiencia de deshidratador Eficiente Eficiente
Eficiencia del desalado Poco eficiente Eficiente
Tiempo de proceso 12 horas 1 hora
Tiempo de operacin Sencilla Sencilla
Control de corrosin Necesario Necesario
Control de incrustacin No requiere Necesario
Consumo de combustibles Variable Variable
Consumo de reactivo Alto Bajo
Sistemas contra incendios Complicado Sencillo
Tamao de recipiente Muy grande Pequeo
Tiempo de instalacin Largo Corto
Capacitacin de operadores Mnima Regular
Costo de la unidad * 1 millon ($) 2 millon ($) Mantenimiento
Poco frecuente Frecuente
Vida til 20 aos 15 aos
Valor de rescate 10% 10%
Tiempo de entrega 90 das 90 das + Para unidades de 60 000
bl/dia.
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2.5. Problemas de operacin en plantas de deshidratacin y
desalado de crudos.
Los problemas de operacin 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, demulsificante, 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
desemulsificantes.
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 operacionales ms frecuentes y sus posibles
correcciones son
las siguientes:
OSWALDO RODRGUEZ TORRES 30
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1) Si el tratador mantiene su temperatura y opera correctamente,
ajustar la dosificacin de reactivo o cambiar el reactivo por otro
ms eficaz.
2) Si el tratador no conserva la temperatura adecuada,
entonces:
a) revisar termmetro y termostatos;
b) verificar la operacin continua del horno;
c) comparar el calor proporcionado y las temperaturas de entrada
y salida del
aceite, agua y sus volmenes respectivos, sabiendo que para
elevar 10F 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.
3) Si en un deshidratador disminuye la altura de la interfase
agua-aceite, entonces:
a) verificar la operacin de la vlvula de descarga de agua;
b) comprobar que dicha vlvula y el sifn no presenten
incrustaciones;
c) verificar la presin de descarga del drene (cuando el agua se
enva a una
planta de tratamiento) para detectar contrapresin excesiva;
d) observar si hay depsito en el fondo que pueda impedir el
flujo al sifn;
e) detectar un taponamiento en la lnea de salida del aceite;
f) revisar la temperatura del aceite;
g) indagar al deshidratador por la lnea igualadora de presiones
y
h) comprobar que en la seccin de separacin de gas no hay
canalizacin de
aceite.
4) Cuando los intercambiadores de calor operan deficientemente,
es muy probable que los tubos estn picados por la corrosin y hay
que cambiarlos.
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5) 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.
2.5.1. EQUIPO DE DESHIDRATACIN Y DESALADO DE CRUDOS
Existen diversos mtodos para deshidratar crudos, los ms
empleados son los
dinmicos entre los que se encuentran:
Tanques lavadores (wash tanks). Calentadores - tratadores
(heaters - treaters). Separadores de agua libre (free water
knockout). Separadores electrostticos (electric traters).
Una instalacin de tratamiento comienza con la separacin de los
fluidos
provenientes del pozo en tres componentes, tpicamente llamadas
"fases"
(petrleo, gas y agua) y sigue con el procesamiento de las tres
fases para
ponerlas "en especificacin" de venta (gas y petrleo) o de re-uso
(agua).
La primera instalacin es el separador donde el gas es
"flasheado" de los
lquidos (crudo y agua) y separado de los lquidos dependiendo de
la presin
de los fluidos puede ser conveniente emplear "separacin en
cascada" para
lograr un petrleo estabilizado optimo (velocidad o presin de
vapor en
especificacin).
Los separadores pueden ser verticales u horizontales y bifsicos
o trifsico (en
produccin usualmente son verticales y bifsicos). El gas separado
sigue
desde el separador a proceso (estabilizacin con ajuste de punto
de roco,
deshidratacin y/o remocin de gases cidos)
OSWALDO RODRGUEZ TORRES 32
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SEPARACIN TRIFSICA DE HIDROCARBUROS Y TRATAMIENTO DE
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El petrleo y su emulsin (junto al agua libre - no emulsionada)
pasa a una
etapa de separacin de agua libre, para ello se emplea un
separador bifsico
(FWKO) donde el fluido llega con poco gas asociado o un tanque
cortador
(para cortar el agua libre).
A partir de all, la funcin de la PTC es poner el crudo en
especificacin de
sales, agua y en algunos casos presin de vapor.
Son valores contractuales usuales:
- Agua y sedimentos (basic sediment and water BS&W): 0,5 - 3
%.
- Sales: 10 - 20 lbs/1.000 bbl (20 - 60 mg/lt).
- Presin de vapor Reid.: 15 psig.
2.5.2. SEPARADORES DE AGUA LIBRE (FREE WATER KNOCKOUT).
Es sencillamente un recipiente que proporciona un espacio para
que el agua
libre se separe de una emulsin. Muchas veces contiene un filtro
o excelsior
para quitar partculas de petrleo o emulsin que puedan estar
atrapadas en el
agua a medida que pasan por el filtro.
El agua libre se retira automticamente del fondo de la unidad, y
la emulsin o
petrleo sale por arriba y pasa al sistema de tratamiento. De
esta manera, se
elimina el agua en estado libre; y slo la emulsin se trata por
el sistema de
calefaccin o tratamiento.
El agua libre es el agua asociada con el aceite que se precipita
en cinco
minutos cuando los fluidos del pozo se dejan decantar en un
tanque de
sedimentacin. El agua libre no forma parte de la emulsin y puede
ser
separada fcilmente por la sola fuerza de gravedad.
Un separador de agua libre es un recipiente usado para sacar
excesivas
cantidades de agua libre en las lneas de flujo antes de la
planta de tratamiento.
OSWALDO RODRGUEZ TORRES 33
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2.5.3. CALENTADORES - TRATADORES (HEATER TREATER)
Un HT combina una seccin de calentamiento del crudo a tratar con
otra de
coalescencia en un mismo equipo.
Suelen instalarse aguas debajo de separadores y FWKO, tienen
tiempos de
residencia de 3 a 5 minutos y son horizontales o verticales.
En un HT, vertical por ejemplo, la emulsin ingresa por la parte
superior y viaja
en cada vertical por un tubo hasta el dispersor que se aloja
debajo de la lnea
del tubo de fuego.
La seccin inferior obra de FWKO (de pequeo volumen), la emulsin
asciende
a travs de la seccin de coalescencia. Por la cabeza se elimina
el gas liberado
y se encuentra el rebalse de crudo tratado.
En HsTs de diseo avanzado se incorpora una seccin coalescedora
para
acelerar el proceso. Un coalescedor es un medio mecnico (mallas
o placas)
que provoca la asociacin entre gotas y su crecimiento dentro de
la fase
continua.
Todos los equipos de TC se disean, en base a las propiedades de
los fluidos
a tratar y a los para metros operativos que un tratamiento
eficiente requiere.
En general, durante el diseo no se considera la necesidad, el
tipo y la
concentracin de los qumicos que ser necesario incorporar para
coadyuvar
(asistir) a la eficiencia de los procesos.
El mayor inconveniente con el que tropieza el operador de la PTC
es la
variacin temporal y espacial de la carga a la PTC. Generalmente,
una vez
puesta en marcha la PTC la variacin de los fluidos (otros
horizontes y
diferentes fluidos), de los sistemas de produccin / extraccin y
la llegada de
qumicos de tratamiento de pozos, atentan contra la normal
operacin de la
PTC.
OSWALDO RODRGUEZ TORRES 34
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SEPARACIN TRIFSICA DE HIDROCARBUROS Y TRATAMIENTO DE
EMULSIONES
Una vez diseada, construida y montada no hay mucho margen para
cambiar
condiciones operativas, el primer gran inconveniente surge
cuando se supera la
capacidad de tratamiento de diseo (deben reducirse los tiempos
de
residencia). El segundo gran inconveniente es la irrupcin de
agua con la
necesidad de manejar grandes % de la misma.
2.5.4. TRATADORES ELECTROSTTICOS.
Los componentes principales de un campo elctrico, se ilustran en
la Fig. VII.l2
Los elementos primarios son:
1) Fuente de poder o transformador, el cual convierte el voltaje
de lnea
(corriente alterna de una fase, 220 a 480 volts 50 o 60 ciclos)
al voltaje de lnea
requerido que alimenta a los electrodos de carga.
2) Electrodos inferiores o de carga.
3) Electrodos a tierra que permanecen suspendidos sobre los
electrodos de
carga.
Se fabrican sistemas de electrodos de alta y baja velocidad, los
primeros se
utilizan en crudos ligeros de baja viscosidad y con emulsiones
de alta
conductividad elctrica; los electrodos de baja velocidad son
recomendables
para crudos de alta viscosidad y emulsiones de baja
conductividad elctrica.
La emulsin se reparte en la seccin elctrica mediante un
distribuidor, que la
obliga a pasar varias veces a travs del campo elctrico.
La Fig. VII.13 muestra un esquema tpico de un tratador
electrosttico. La
temperatura de tratamiento adecuado para este tipo de
tratadores, se
determina con la grfica de la Fig.VII.7 en funcin de la densidad
del crudo.
Ventajas:
Se requiere vasijas de menor tamao Se requiere menos reactivos
qumicos (25 a 75 % de ahorro)
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OSWALDO RODRGUEZ TORRES 36
Se requiere menos calor Se mantiene el volumen y API del aceite
tratado (no hay evaporacin
alta)
Prcticamente no requiere mantenimiento Mejor control de
contaminantes en el agua de deshecho. Menos sensibles a cambios de
gastos o caractersticas de emulsin.
2.6. Fundamentos de la deshidratacin por campo elctrico
La separacin de las fases mediante campo elctrico utiliza varios
mecanismos
para promover la floculacin (contacto de las gotas de agua).
Estos
mecanismos proporcionan una separacin eficiente de las
fases.
En general, el mecanismo de coalescencia elctrica consiste en
aplicar un
campo elctrico al sistema emulsionado. Este campo provoca que
dos gotas,
por ejemplo, con carga elctrica y a una distancia considerable
se influyan
debido a la fuerza elctrica, como se ilustra en la Fig. 2.7; es
decir las cargas
positivas que rodean a la gota de agua se orientarn hacia el
ctodo y las
negativas del nodo.
Esta influencia provocar que las gotas se fusionen en una ms
grande,
logrando ms rpidamente su precipitacin debido a la fuerza de
gravedad.
Figura 2.7
Fig. 2
Un campo elctrico incrementa la coalescencia de las gotas
dispersas en el
aceite, por dos mecanismos que actan simultneamente:
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SEPARACIN TRIFSICA DE HIDROCARBUROS Y TRATAMIENTO DE
EMULSIONES
1. Sometidas a un campo electrosttico, las gotas de agua
adquieren una carga
elctrica neta.
2. La distribucin al azar de las gotas de agua en el seno del
aceite, al pasar
por el campo electrosttico se alinean con su carga positiva
orientada al
electrodo cargado (negativo).
Adems, una carga electrosttica (es decir 23.000 voltios) usada
por tratadores
(treaters) del petrleo crudo puede tambin reducir la tensin. El
desequilibrio
de la carga elctrica creado en la superficie de la gotita del
agua crear
inestabilidad adicional de la gotita, mientras que
simultneamente proporciona
una carga neta de la gotita (campo de la C.C.) o la polarizacin
(campo de la
CA) acelera la fusin de la gotita.
En la figura 2.6 se observan los componentes elctricos
principales de un
tratador electrosttico de corriente alterna (CA). El
transformador convierte el
voltaje de lnea (440 V) al voltaje requerido (16,000 V).
Este alto voltaje es alimentado a travs de un buje aislado al
electrodo inferior,
tambin llamado electrodo cargado.
El electrodo a tierra est suspendido y aislado, arriba del
electrodo cargado.
Usualmente los dos electrodos horizontales estn paralelos a una
distancia de
6 a 8 pies.
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EMULSIONES
Figura 2.6
Electrodos de corriente alterna
2.6.1. Mtodos electrostticos de la resolucin
La electrosttica no puede sustituir totalmente mtodos probados y
verdaderos
de la resolucin de la emulsin tales como tiempo, temperatura y
producto
qumico. Sin embargo, cuando estn aplicados correctamente, los
mtodos
electrostticos pueden reducir la confianza en ellos.
Una variedad de tcnicas electrostticas del tratamiento
disponibles para el
diseador y el operador incluyen los campos de la CA, de la C.C.,
de AC/DC,
modulada y pulsada. Se selecciona cualquier mtodo electrosttico,
una
comprensin del comportamiento de la gotita del agua dentro de un
campo del
voltaje ayudar al diseador para optimizar la tarifa del
tratamiento, la
temperatura, la dosificacin qumica y el voltaje aplicado
Los tratadores electrostticos son usados generalmente cuando
existen las
siguientes circunstancias:
9 Cuando el gas combustible para calentar la emulsin no est
disponible o es muy costoso.
9 Cuando la prdida de gravedad API es econmicamente
importante.
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EMULSIONES
OSWALDO RODRGUEZ TORRES 39
9 Cuando grandes volmenes de crudo deben ser tratados en una
planta a travs de un nmero mnimo de recipientes.
Las ventajas del tratamiento electrostticos son:
9 La emulsin puede ser rota a temperaturas muy por abajo que la
que requieren los tratadores-calentadores.
9 Debido a que sus recipientes son mucho ms pequeos que los
tratadores calentadores, eliminadores de agua libre, son ideales
para
plataformas petroleras marinas.
9 Pueden remover mayor cantidad de agua que otros tratadores. 9
Las bajas temperaturas de tratamiento provoca menores problemas
de
corrosin e incrustacin.
La mayor desventaja de los tratadores electrostticos es el gasto
adicional del
sistema elctrico requerido, sistemas de control y de
mantenimiento. En
general se puede decir que el uso de un tratador electrosttico
de
determinadas dimensiones procesar el doble que un tratador de
otro tipo que
tenga las mismas dimensiones. Asimismo el uso de la electricidad
permite la
deshidratacin a bajas temperaturas.
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EMULSIONES
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EMULSIONES
2.7. PROCESO DE SEPARACIN DE FASES EN UN SEPARADOR
2.7.1. FACTORES QUE INTERVIENEN EN LA SEPARACIN
La separacin de las fases depende de diversos factores como:
9 Tiempo de residencia en el equipo 9 Densidad y viscosidad de
los fluidos, que a su vez dependen
fuertemente de:
Temperatura de operacin Distribucin de los tamaos de gotas de
agua y petrleo en la
entrada del equipo
Velocidad del gas en el equipo Presin de operacin.
2.7.2. TIEMPO DE RESIDENCIA
Para garantizar un tiempo de residencia adecuado para cada una
de las fases lquidas (petrleo y agua), se calcula el volumen
necesario del separador,
considerando los caudales de cada fase que se pretende separar.
Quedan as
determinados los niveles normales (NLL) de cada fase lquida
dentro del
recipiente. Estos niveles se controlan mediante vlvulas de
control de nivel.
En el caso del nivel de petrleo, este se encuentra a la altura
del bafle, ya que
rebalsa por encima del mismo hacia el recipiente de petrleo.
En el caso del nivel de agua, por ser sta la fase ms pesada de
las tres, se
debe controlar la altura de la interfase petrleo-agua.
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SEPARACIN TRIFSICA DE HIDROCARBUROS Y TRATAMIENTO DE
EMULSIONES
2.7.3. TEMPERATURA
Para garantizar la temperatura adecuada, la corriente
proveniente del pozo debe calentarse hasta 50C como mnimo. De ser
necesario, se debe realizar
un calentamiento previo.
2.7.4. PRESIN
En muchos casos, para garantizar una presin de operacin
adecuada, se establece un control de presin con una vlvula de
control en la lnea de salida
de gas.
En los casos en que los pozos no posean gas, la presin se
mantiene con un
sistema de gas no explosivo que se deposita sobre la superficie
de un lquido
inflamable e impide el contacto con el oxgeno (gas de
blanketing). Este
sistema consta de una vlvula autorreguladora ajustada a la
presin
correspondiente.
Reguladores de Gas para Blanketing
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EMULSIONES
2.7.5. CONDICIONES EXTERNAS
En ciertos casos, dependiendo de las condiciones y propiedades
del fluido a
separar, se deben considerar las siguientes condiciones:
Inyeccin de demulsificante: Ayuda a la coalescencia (formacin y
crecimiento) de las gotas, favoreciendo la separacin de las fases
de
petrleo y agua. Sin demulsionante, y para valores de caudal
cercanos a
los de diseo, el espesor de la interfase y la estabilidad de la
emulsin
petrleo-agua pueden interferir seriamente en el rendimiento
(performance) deseado del separador.
Calentamiento previo: La separacin de las fases depende, entre
otras variables, de la temperatura. Si la temperatura es muy baja,
la
viscosidad del petrleo es muy alta y se dificulta notablemente
la
separacin de fases, es decir, el ascenso del petrleo desde el
seno de
la fase acuosa, as como la formacin y el descenso de las gotas
de
agua desde la fase de petrleo.
El separador es adecuado para lograr la separacin cuando se
encuentran
operando a 50C (122F) o ms, y con la correspondiente inyeccin
de
demulsificante al fluido que se est ensayando.
En estas condiciones, el fluido de los pozos se separan en 3
fases claramente
diferenciadas gas / petrleo / agua, obtenindose las
siguientes
concentraciones:
Fase Acuosa: menos de 500 ppm de hidrocarburo en agua. Emulsin
Petrleo: menos del 50% de agua en petrleo
La necesidad de minimizar errores en la medicin de la produccin
de petrleo
conduce al diseo trifsico del separador.
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SEPARACIN TRIFSICA DE HIDROCARBUROS Y TRATAMIENTO DE
EMULSIONES
2.8. CONTROL DE POZOS PRODUCTORES CON ALTO CONTENIDO DE AGUA
El ensayo de pozos productores de petrleo afectados a proyectos
de
recuperacin secundaria ha generado un nuevo desafo en el control
de la
produccin, toda vez que los sistemas de control convencionales
no resultan
adecuados ya que, a diferencia de los pozos de recuperacin
primaria, este
tipo de pozos maneja producciones brutas muy superiores y con
elevado
contenido de agua, cuya media supera normalmente el 90%.
2.8.1. Sistemas de Control Convencionales
El control de pozos productores de petrleo estuvo histricamente
acotado al
ensayo de pozos de Recuperacin Primaria, en los que el corte de
agua
mantiene normalmente una proporcin inferior al 70%, y con
caudales de
extraccin moderados. Por lo tanto, el control de produccin de
dichos pozos
es posible realizarlo con instrumentacin adecuada, errores de
medicin
aceptables y pocas horas de ensayo, a travs de alguno de los
sistemas de
control convencionales.
2.8.2. Separador Trifsico
Utilizado para pozos de petrleo que producen gas, prescinde del
tanque y
requiere de un nico separador que, por medio de instrumentacin
adecuada,
separa y mide: desde el drenaje inferior, la fase que es
mayoritariamente agua
libre; a travs del drenaje intermedio, una emulsin petrleo +
agua y por la
parte superior del separador, la fase gaseosa, que es tratada y
medida en otro
sistema.
Si bien la medicin es directa, sin requerirse de anlisis de
laboratorio, la
precisin de las mismas depende fundamentalmente del tipo de
emulsin y de
la eficiencia de separacin del equipo.
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SEPARACIN TRIFSICA DE HIDROCARBUROS Y TRATAMIENTO DE
EMULSIONES
2.8.3. Sistemas de Colectores Mltiples
Normalmente, en el desarrollo de los Yacimientos, las bateras
receptoras de la
produccin bruta de los pozos que se encuentran en sus
respectivas zonas de
influencia, van siendo construidas en la medida que la cantidad
de pozos y su
produccin asociada justifica tal inversin, localizndola en ese
caso, en el
baricentro del desarrollo.
De all en ms, dichos desarrollos suelen extenderse de tal forma
que, si bien
el nmero de bateras resulta insuficiente para mantener un
programa
adecuado de ensayo de la totalidad de los pozos que, en cantidad
creciente,
aportan su produccin a ella, la distancia de los nuevos pozos
tampoco
justifican la construccin de nuevas bateras, mas an cuando
dichos
desarrollos involucran un determinado grado de incertidumbre
respecto de su
extensin real, independientemente de que el tiempo requerido
para construirla
suele ser sensiblemente menor al disponible para hacerlo.
En estas condiciones, el crecimiento es cubierto por medio de
colectores
mltiples. Como se muestra en la Figura 2.9, se trata de grupos
de colectores
que reportan a otros colectores intermedios los que, a su vez,
envan la
produccin a la batera, que de hecho requerir de la incorporacin
de
separadores y tanques, para poder procesar el mayor caudal y
controlar el
mayor nmero de pozos.
De esta manera, los colectores de campo permiten cubrir el
desarrollo,
manteniendo la contrapresin de los pozos en valores razonables
y
optimizando la cantidad de lneas de conduccin a ser
tendidas.
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SEPARACIN TRIFSICA DE HIDROCARBUROS Y TRATAMIENTO DE
EMULSIONES
Figura 2.9 Esquema Tpico de Colectores Mltiples
Si bien este tipo de esquema resuelve el problema de desarrollo
de los nuevos
pozos de explotacin, complica ms an la tarea de poder contar con
un
programa de ensayo de pozos adecuado, tanto en frecuencia como
en
precisin.
2.8.4. Limitaciones de los Sistemas Convencionales
Sea cual fuere el sistema de medicin utilizado para el control
de produccin de
pozos con alto contenido de agua, todos ellos, en mayor o menor
medida,
presentan las siguientes desventajas:
1.- Escasa precisin en la determinacin del contenido de agua y
petrleo, y por ende, de la produccin neta del pozo, debido al bajo
contenido de petrleo,
respecto del importante caudal de extraccin.
2.- Elevado costo de inversin toda vez que, por la necesidad de
realizar ensayos de acumulada prolongados, normalmente de 24 horas,
a los efectos
de reducir el error en la determinacin de la variable
minoritaria, es necesario
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SEPARACIN TRIFSICA DE HIDROCARBUROS Y TRATAMIENTO DE
EMULSIONES
contar con una importante cantidad de separadores y tanques de
ensayo, mas
an teniendo en cuenta que cada nuevo ensayo requiere desplazar
el volumen
contenido en el separador y el vaciado del tanque, tiempo que se
incrementa
en trminos de desplazamiento de lneas, en el caso de tener que
ensayar
pozos afectados a colectores de campo.
3.- Elevado costo de operacin, por requerirse de:
Una importante infraestructura de laboratorio, productos
demulsionantes y
personal afectado al anlisis de las muestras tomadas en los
tanques, para
determinar el contenido de agua y de petrleo del pozo.
Tiempo del personal de operaciones afectadas a las mltiples
maniobras que
requiere el control de cada uno de los pozos.
2.9. PORCENTAJE BSICO DE SEDIMENTOS Y AGUA (BS&W) DE POZOS
PRODUCTORES
El monitoreo de los BS&W de los pozos productores es de suma
importancia
para la determinacin de lo siguiente:
El avance del agua en el pozo. Determinacin de slidos orgnicos e
inorgnicos. Determinacin del tipo de emulsin.
2.10. CLASIFICACIN DE EMULSIONES
Es necesario realizar un monitoreo de los pozos productores y
poder as
determinar el tipo de emulsin presente y definir la dosificacin
y el tratamiento
qumico ms adecuado, es decir se determinara si es necesario
inyectar el
qumico directamente al pozo a la lnea general o a la llegada de
la estacin de
bombeo. La frecuencia de este anlisis, depender de los problemas
del l
pozo o los pozos.
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SEPARACIN TRIFSICA DE HIDROCARBUROS Y TRATAMIENTO DE
EMULSIONES
2.10.1. PORCENTAJE BSICO DE SEDIMENTOS Y AGUA (BS&W) DE LAS
LLEGADAS DE LAS ESTACIONES
Se efectuar un seguimiento de los BS&W de las llegada de las
lneas
generales de cada estacin, con la finalidad de establecer si es
necesario el
aumento o la disminucin de la dosificacin de qumico establecida
en los
pozos o en la lnea general, con lo cual se podr optimizar el
producto o tomar
los correctivos necesarios a tiempo. La frecuencia de este
anlisis, depender
de los problemas.
2.10.2. MONITOREO DE BS&W DE LOS SEPARADORES, FWKOS,
TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE CRUDO Y DE LA TRANSFERENCIA
Se realizar diariamente los BS&W de los separadores,
deshidratadores de
agua libre (FWKOS) a diferentes niveles, de las estaciones,
incluido las
descargas de los tanques de almacenamiento y tambin el bombeo
o
transferencia. La frecuencia de este anlisis ser diaria.
2.10.3. ANLISIS DE SLIDOS ORGNICOS INORGNICOS
Es necesaria la determinacin de la naturaleza de los slidos
(orgnicos e
inorgnicos), esta clasificacin de los slidos es con el objetivo
de establecer
plenamente los posibles problemas y tomar acciones correctivas
para evitar
problemas a futuro. La frecuencia de este anlisis, depender de
los
problemas del l pozo o los pozos.
2.10.4. ANLISIS DE DISTRIBUCIN DE FLUIDOS
Se debe tener muy en claro la distribucin de fluido para cada
separador o
deshidratador para la correcta dosificacin de los qumicos.
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SEPARACIN TRIFSICA DE HIDROCARBUROS Y TRATAMIENTO DE
EMULSIONES
2.10.5. CLCULOS DE TIEMPO DE RESIDENCIA
Se establecer los tiempos de residencia, en lneas de
transferencias tanques,
separadores, deshidratadores, etc., con lo cual se podr saber
con exactitud en
determinado tiempo, si los correctivos tomados en el tratamiento
qumico esta
dando resultado. 2.10.6. ANLISIS DE ACEITE EN AGUA
Este anlisis se lo ejecutara diariamente con el objeto de
determinar la calidad
de agua que est siendo el resultado de la deshidratacin, o si
existe o no
problema de lavado en el proceso.
Se debe reducir a lo ms mnimo los ppm. de aceite en los pozos
inyectores,
para evitar un posible taponamiento de slidos orgnicos, sumados
al arrastre
de slidos inorgnicos, seria uno de los principales problemas en
estos
sistemas. Es importante la cuantificacin de los ppm de aceite en
agua en los
pozos de inyeccin, debido que este parmetro nos permitir saber
si el
tratamiento de la deshidratacin esta funcionando correctamente,
a dems nos
permitira descartar un posible problema operacional.
2.11. ALTERNATIVAS PARA EL TRATAMIENTO QUMICO DE DESHIDRATACIN
DE CRUDO
Inicialmente se determina el porcentaje de emulsin, temperatura
de superficie
y corte de agua para cada pozo, mediante anlisis peridicos. Por
medio de
estos anlisis se sabe cuales son los pozos con mayor cantidad de
agua y
emulsin y como estn variando dichas cantidades con el tiempo, en
base a lo
cual se puede sugerir la distribucin de la produccin en la
batera de
tratamiento. Tambin se hallan algunas propiedades del agua y
aceite que son
de importancia para el tratamiento (viscosidad, densidad del
aceite, densidad
del agua).
OSWALDO RODRGUEZ TORRES 51
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SEPARACIN TRIFSICA DE HIDROCARBUROS Y TRATAMIENTO DE
EMULSIONES
El ensayo de las alternativas para el tratamiento qumico a nivel
de laboratorio
mediante pruebas de botella incluye: incremento de la agitacin
despus de
agregar el desemulsificante, adicin del desemulsificante diluido
en un
solvente, variacin del ph del agua, variacin de la temperatura y
dilucin
previa del producto en la produccin de algn pozo que acte como
fluido
motor.
En base a los resultados obtenidos en los ensayos de las
posibles alternativas
a nivel laboratorio, se concluye que la mejor alternativa es el
incremento de la
agitacin en el sistema de tratamiento una vez ha sido inyectado
el
demulsificante. Al incrementar la agitacin se obtiene una mejor
mezcla del
producto con la emulsin, lo cual hace que la cantidad de agua y
emulsin
residual al final del tratamiento sea menor y que se incremente
la velocidad de
cada de las gotas de agua dispersas en el aceite, todo esto sin
necesidad de
incrementar la cantidad de demulsificante a inyectar.
Para aplicar y evaluar la alternativa escogida, se implementa
una prueba de
campo donde el incremento de la agitacin se obtiene cambiando el
punto de
inyeccin por uno de mayor agitacin (se instalo un punto de
inyeccin en la
mitad de los colectores de produccin general) y mediante el uso
de
mezcladores (boquillas atomizadotas y mezcladores estticos). Se
evala el
comportamiento del sistema mediante anlisis peridico de muestras
tomadas
en puntos clave a las cuales se les mide BS&W. emulsin y
temperatura,
adems, se lleva el registro diario y de la cantidad de
desemulsificante
inyectando diariamente.
Al analizar los resultados obtenidos, se concluye que la
alternativa escogida
produce una mejora en el tratamiento, pero esta mejora no es de
igual
magnitud a la obtenida en el laboratorio, por lo cual, se
enumeran las posibles
causas de estos y se dan una serie de recomendaciones
adicionales (otras
alternativas) que contribuyan a la mejora del tratamiento o
sirvan de
complemento a la alternativa implementada.
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SEPARACIN TRIFSICA DE HIDROCARBUROS Y TRATAMIENTO DE
EMULSIONES
La inyeccin del producto qumico y de la dosificacin ms ptima
de
demulsificante puede mejorar grandemente la desestabilizacin y
la resolucin
final de la emulsin. El ms eficaz demulsificante se adapta a
menudo en el
laboratorio para resolver las necesidades de cada tipo
particular del petrleo
crudo. Las mezclas qumicas correctamente diseadas reaccionan con
la
pelcula, de una manera ordenada de promover la fusin
completa.
Mientras que la seleccin y las evaluaciones qumicas finales se
basan
tpicamente en mtodos extensamente aceptados de la prueba de la
botella,
esta tcnica puede no poder seleccionar el ms apropiado qumico
para la
fusin y la separacin electrostticas.
Si no seleccionado correctamente, el campo electrosttico
aplicado puede
interferir con la accin ms demulsificadora. Sin embargo, cuando
est
seleccionado correctamente, el campo electrosttico puede
aumentar
perceptiblemente la actividad qumica.
Extrao, pero cierto, los compuestos qumicos demulsificantes son
agentes
activos de superficie, similares a los emulsificadores.
Los demulsificantes tienen tres acciones principales:
1. Fuerte atraccin hacia la interfase aceite-agua; ellos deben
desplazar y/o
neutralizar a los emulsificadores presentes en la pelcula de la
interfase.
2. Floculacin: neutralizan las cargas elctricas repulsivas entre
las gotas
dispersas, permitiendo el contacto de las mismas.
3. Coalescencia: permiten que pequeas gotas se unan a gotas ms
grandes
que tengan suficiente peso para asentarse. Para esto se requiere
que la
pelcula que rodea y estabiliza las gotas sea rota.
Las teoras de cmo actan los demulsificantes estn incompletas.
Estas
teoras fallan al pretender explicar el funcionamiento de los
diferentes tipos de
compuestos qumicos.
OSWALDO RODRGUEZ TORRES 53
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SEPARACIN TRIFSICA DE HIDROCARBUROS Y TRATAMIENTO DE
EMULSIONES
Sin embargo, dos generalidades son vlidas.
Primero, los demulsificantes efectivos tienen alto peso
molecular, que son
comparables a los surfactantes naturales.
Segundo, usados como emulsificadores, los demulsificantes
tienden a producir
emulsiones inversas (w/o).
Una teora tradicional acerca de cmo trabajan los
desemulsificantes, es que
ellos neutralizan a los agentes emulsificadores; en otras
palabras, rompen las
emulsiones w/o, al tender en forma natural a formar emulsiones
w/o.
Otra explicacin es que los demulsificantes hacen que la pelcula
que rodea a
la gota de agua se vuelva muy rgida o se contraiga para
finalmente romperse.
Los demulsificantes son insolubles en agua y muy solubles en
aceite para que
puedan difundirse rpidamente a travs de la fase de aceite y
alcancen las
gotas de agua.
Por el contrario, los demulsificantes para emulsiones inversas
w/o son muy
solubles en agua. Comnmente son poliaminas cuaternarias de
amonio de alto
peso molecular mezcladas con aluminio, hierro o cloruro de
zinc.
Los demulsificantes deben ser dosificados en forma continua en
la relacin
determinada por pruebas de botella y/o pruebas de campo. La
dosificacin en
forma de choque no es muy recomendable.
Los rangos de dosificacin pueden variar de 2 a 200 ppm,
aunque
generalmente se dosifican en un rango de 10 a 60 ppm.
Generalmente los
crudos pesados requieren mayor dosificacin que los crudos
ligeros.
El exceso de dosificacin de demulsificante incrementa los costos
de
tratamiento, incrementa el aceite contenido en la salmuera
separada, puede
OSWALDO RODRGUEZ TORRES 54
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SEPARACIN TRIFSICA DE HIDROCARBUROS Y TRATAMIENTO DE
EMULSIONES
estabilizar aun ms la emulsin regular (agua/aceite) y puede
producir
emulsiones inversas (agua/aceite).
Los demulsificantes deben ser inyectados tan temprano como sea
posible (en
el fondo o en la cabeza del pozo). Esto permite ms tiempo de
contacto y
puede prevenir la formacin de emulsin corriente abajo.
La inyeccin de demulsificante antes de una bomba, asegura un
adecuado
contacto con el crudo y minimiza la formacin de emulsin por la
accin de la
bomba.
La seleccin y preparacin del tipo de demulsificante debe
coincidir con el
recipiente de tratamiento de la emulsin. Los tanque de lavado
que tienen largo
tiempo de retencin (8-24 horas), requieren demulsificantes de
accin lenta.
Por otro lado, los tratadores-calentadores y las unidades
electrostticas con
corto tiempo de retencin (15-60 minutos) requieren
desemulsificantes de
accin muy rpida.
Problemas como precipitacin de parafinas en climas fros,
incremento de
slidos por corridas de diablo, adicin de compuestos qumicos
para
estimulacin de pozos, pueden requerir el cambio del
desemulsificante de
lnea.
Debido a que los agentes demulsificantes son tan numerosos y
complejos para
permitir su completa identificacin, seleccionar el
demulsificante ms adecuado
es un arte y una ciencia.
La seleccin est basada en pruebas empricas de laboratorio
conocidas como
pruebas de botella, cuyo procedimiento especfico es descrito en
el mtodo API
MPMS 10.4 (1988).
OSWALDO RODRGUEZ TORRES 55
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SEPARACIN TRIFSICA DE HIDROCARBUROS Y TRATAMIENTO DE
EMULSIONES
Obviamente, para el xito de la prueba de botella se requiere de
una buena
muestra de la emulsin del sistema. Para que una muestra sea
buena, debe
reunir las siguientes caractersticas:
1. Debe ser representativa de la corriente.
2. Debe ser un compsito de la produccin de los pozos
individuales que estn
alimentando al tratador
3. Contener cantidades representativas de los qumicos presentes
en el
sistema, tales como inhibidores de corrosin y parafinas
4. Debe ser fresca para evitar la estabilizacin por
envejecimiento de la
emulsin.
El tratamiento qumico en general ofrece las siguientes
ventajas:
1. La formacin de las emulsiones puede ser completamente
prevenida
dosificando los desemulsificantes desde una etapa temprana del
tratamiento.
2. La emulsin puede ser rota en fro, reduciendo los costos de
calentamiento
de la emulsin y la prdida de gravedad asociada con el
calentamiento.
Las desventajas del tratamiento qumico son:
1. Una sobre dosificacin puede producir nuevas emulsiones que
son a
menudo ms difciles de romper que las emulsiones originales.
2. No siempre es econmico romper las emulsiones slo con el
tratamiento
qumico, generalmente es necesario el uso de energa adicional,
como
calentamiento o electricidad, para reducir los costos del
tratamiento qumico.
2.11.1. ALTERNATIVAS PARA LOS SISTEMAS DE TRATAMIENTO
MECNICO-FSICO Y TRMICO
El presente tem, tiene su origen en la necesidad de evaluar los
sistemas de
tratamiento a que estn sometidos los fluidos producidos en dicha
batera.
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SEPARACIN TRIFSICA DE HIDROCARBUROS Y TRATAMIENTO DE
EMULSIONES
En el desarrollo del trabajo, conocida la necesidad se pasa a
hacer un
reconocimiento del campo en cuanto a su geologa, sus
caractersticas de
produccin y en cuanto a las caractersticas de los fluidos
producidos. Luego
comienza a analizarse de una forma general los principales
problemas que se
pueden presentar en el tratamiento de dichos fluidos.
Una vez obtenido toda esta serie de conocimientos, se estudia el
proceso
mecnico-fsico y trmico que all estn sometidos fluidos y as se
empieza a
evaluar dichos tratamientos buscando alternativas que sean tiles
y eficaces a
la empresa.
Terminado el anlisis evaluativo, se dan las recomendaciones
necesarias para
ponerlas en prctica en la batera; logrando de esta manera los
objetivos de la
investigacin.
2.12. EMULSIONES 2.12.1. LA FORMACIN DE LA EMULSIN
Una emulsin es un sistema heterogneo (una fase, dos
componentes)
consistente por lo menos en un liquido inmiscible (agua)
disperso ntim