monografia

FACILIDADES DE SUPERFICIE

ÍNDICE 1. SISTEMA GENERAL DE RECOLECIONES DE CRUDO Y GAS ..................... 2 2. FUNDAMENTOS DE SEPARACION DE FLUIDOS ......................................... 4 2.1. SEPARADORES. ....................................................................................... 4 2.1.1. PRINCIPIOS DE SEPARACIÓN DE MEZCLAS DE HIDROCARBUROS ............................................................................. 4 2.1.3. DIAGRAMA DE FASES Y FACTORES QUE AFECTAN EL PROCESO DE SEPARACION. ........................................................... 4 2.1.4. NIVELES Y ETAPAS DE SEPARACION ............................................. 5 2.2. DISEÑO GENERAL DE SEPARADORES GAS-LÍQUIDO. ........................ 5 2.2.1. SEPARACIÓN VAPOR LÍQUIDO. ALCANCE ..................................... 6 2.2.2. SEPARADORES FÍSICOS .................................................................. 6 2.2.3. PRINCIPIOS DE SEPARACIÓN.......................................................... 6 2.3. CLASIFICACIÓN Y DESCRIPCIÓN DE LOS SEPARADORES ................ 7 2.3.1. Separadores Verticales. ...................................................................... 8 2.3.2. Separador horizontal ........................................................................... 9 2.4. DESCRIPCIÓN DE LOS INTERNOS DE UN SEPARADOR ..................... 9 2.4.1. Deflectores. ....................................................................................... 10 2.4.2. Distribuidores de entrada. .................................................................. 10 2.4.3. Ciclones. ............................................................................................ 11 2.4.4. Eliminador de niebla tipo malla (―Mallas‖). ......................................... 11 2.4.5. Eliminador de niebla tipo aleta. .......................................................... 12 2.4.6. Rompe – vórtices. .............................................................................. 12 2.4.7. Placas rompe – espumas. ................................................................. 13 2.4.8. Rompe – olas..................................................................................... 13 2.4.9. Tuberías internas. .............................................................................. 13 2.5. Problemas Operacionales Típicos a Tomar en Cuenta en el Diseño. ...... 13 2.5.1. Formación de espuma. ...................................................................... 13 2.5.2. Flujo de avance ................................................................................. 14 2.5.3. Materiales pegajosos. ........................................................................ 14

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FACILIDADES DE SUPERFICIE

1. SISTEMA GENERAL DE RECOLECIONES DE CRUDO Y GAS Una vez perforado el pozo según la planificación realizada para lograr extraer el petróleo contenido en las capas productoras, es necesario poder realizar un conjunto de operaciones para poner a producir el mismo. Entre las actividades fundamentales que se van generando a través de los procesos son:    

Recolectar las producciones de los pozos en instalaciones de grupo (Centros Colectores, tanques individuales). Separación de petróleo y gas. Tratamiento crudo y gas. Tratamiento residuales

1.1.

SISTEMAS DE RECOLECCIÓN

Son el medio para recoger la producción de los pozos individuales y transportarla a las instalaciones centrales para el tratamiento y/o venta. En general se consideran una inversión capital para reducir los costos de operación, identificar los problemas en los pozos y reducir las pérdidas. Estos sistemas varían de un campo a otro y pueden ser tan simples como un tanque para un pozo o complejos como un sistema multipozo con evaluación automática de los pozos. El diseño depende de un número de factores:

1.1.1. Propiedades del Fluido: La naturaleza del fluido producido puede influir significativamente en el diseño del sistema de recolección. Los fluidos muy viscosos requieren mayores diámetros de tubería y mayores bombas. Puede que se requiera calor para reducir la viscosidad. El corte de agua y los sólidos producidos pueden ser considerables, así como el control de la corrosión.

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FACILIDADES DE SUPERFICIE 1.1.2. Requerimientos Técnicos y Regulatorios: En dependencia de la jurisdicción y la estructura de las regalías el sistema de recolección debe tener la capacidad de probar la producción de los pozos, de manera precisa y a intervalos regulares. Las líneas de producción, los manifolds y el equipamiento de comprobación juegan su papel en el diseño del sistema. De igual manera los operadores necesitan tener acceso a la información sobre el pozo para poder responder a los problemas y desarrollar las estrategias de explotación apropiadas. 1.1.3. Ubicación: La ubicación del campo impacta grandemente los sistemas de recolección. Un pozo simple en una ubicación remota puede no requerir un sistema de recolección elaborado y ser suficiente con un tanque. Las áreas offshore y sensibles desde el punto de vista ambiental tienen requerimientos especiales en los sistemas de recolección. La proximidad a las líneas de transmisión y a otras infraestructuras debe también ser considerada. 1.1.4. Disponibilidad Económica y de Capital: Los sistemas de recolección pueden ser muy costosos en función de los factores ya mencionados. Los pozos con vida útil corta o baja recuperación final pueden no garantizar un sistema costos. La disponibilidad de capital y la calidad de otras inversiones potenciales en competencia por el capital pueden hacer los sistemas costosos poco atractivos. 1.1.5. Diagramas de Flujo Los planos brindan la siguiente información sobre un objeto:    

El material del cual está hecho. Su forma, que se muestra en el dibujo. Su tamaño, que se muestra en sus dimensiones. Su acabado e instrucciones especiales, que se muestran en las notas.

El manual de operación de la planta es una importante herramienta de entrenamiento para la mayoría de los operadores de planta. Además de brindar las descripciones de las funciones de los procesos y los procedimientos este contiene numerosos diagramas de flujo y balance de material.

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FACILIDADES DE SUPERFICIE 2. FUNDAMENTOS DE SEPARACION DE FLUIDOS 2.1.

SEPARADORES.

2.1.1. PRINCIPIOS DE SEPARACIÓN DE MEZCLAS DE HIDROCARBUROS Los principios básicos, leyes físicas y accesorios utilizados para separar el gas del líquido son la gravedad, las fuerzas centrífugas, el efecto de deflectores y platos perforados o mallas. Otro efecto aprovechado para separar el líquido del gas, es el efecto de mojamiento, el cual consiste en la propiedad que poseen las pequeñas gotas del líquido de adherirse a deflectores y platos por adhesión y capilaridad. También, las caídas de presión a través de pequeños orificios de coladores ocasionan que el líquido caiga. Los separadores son construidos de tal forma que el fluido entre produciendo un movimiento rotacional, impartiendo al fluido un movimiento centrífugo que ocasiona que el líquido choque con las paredes del recipiente y caiga por gravedad. A medida que el líquido cae, choca con los deflectores y platos, produciéndose por agitación separaciones ulteriores. El gas sale por el tope y el líquido por el fondo. El nivel de líquido del separador es controlado por una válvula flotante y una válvula tipo ―back pressure‖ a la salida del separador, controla la presión de salida del mismo. 2.1.3. DIAGRAMA DE FASES Y FACTORES QUE AFECTAN EL PROCESO DE SEPARACION. La presión de operación de un separador depende tanto de la presión fluyente del tubing del pozo (THP), como de la relativa cantidad de gas natural presente en la fase líquida. De acuerdo con el diagrama de fases, un cambio en esta presión, afecta las densidades de gas y de líquido, la velocidad de los fluidos y el volumen actual de la mezcla. El efecto neto de un incremento en la presión, es un incremento en la capacidad de gas del separador. La temperatura afecta la capacidad del separador, solamente si afecta el volumen actual de la mezcla y las densidades del gas y el líquido. El efecto neto de un incremento de la temperatura, es una disminución en la capacidad de separación. Los controles de temperatura generalmente involucran sistemas de enfriamiento, los cuales generalmente van acompañados de intercambiadores de calor, torres de enfriamiento, etc. La composición de las mezcla multifásica, la tasa de flujo, las propiedades físicas de la mezcla, diseño del equipo, extractores de neblina, grado de agitación del AMHED SADDAM TORRICO VACA

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FACILIDADES DE SUPERFICIE fluido, área de la interfase gas-líquido, volúmenes de gas y petróleo, cantidad y tipo de agua y grado de emulsión de la mezcla, son en general los factores a considerar en un proceso de separación gas-petróleo.

2.1.4. NIVELES Y ETAPAS DE SEPARACION Para obtener una separación mas eficiente y completa, 2 o mas separadores se conectan en serie, reduciéndose la presión en cada etapa, lo que se conoce como etapas o niveles de separación o separación en múltiples etapas. El líquido saliendo de cada separador, experimenta una separación de gas, cada vez que se reduce la presión en la etapa subsiguiente. Este sistema es usado en aquellos lugares donde es preferible tener pequeñas cantidades de gas en solución en la fase de petróleo o un pequeño destilado en la corriente de gas. Estas separaciones múltiples, operacionalmente eficientes, dan como resultado productos líquidos de calidad y gas seco. Para mejorar la separación y recuperación máxima de líquidos, puede combinarse con las etapas de separación, la instalación de depuradores de gas o ―scrubber‖ y el enfriamiento del gas.

2.2.

DISEÑO GENERAL DE SEPARADORES GAS-LÍQUIDO.

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FACILIDADES DE SUPERFICIE 2.2.1. SEPARACIÓN VAPOR LÍQUIDO. ALCANCE

Presentar los conceptos requeridos en el diseño de recipientes separadores de mezclas de vapor–líquido, líquido–líquido y líquido–líquido–vapor; tales como: principios básicos de la separación de mezclas, descripción de los diferentes tipos de separadores e internos que lo conforman, y los fundamentos teóricos que rigen el diseño de los mismos, haciendo énfasis en la separación vapor-líquido. 2.2.2. SEPARADORES FÍSICOS

Prácticamente cada proceso en la industria petrolera requiere de algún tipo de separación de fases. El término separador es aplicado a una gran variedad de equipos usados para separar mezclas de dos o más fases. Estas mezclas pueden estar formadas por: una fase vapor y una líquida; una fase vapor y una sólida; dos fases líquidas inmiscibles (aceite/agua); una fase vapor y dos líquidas o alguna otra combinación de las anteriores. El diseño apropiado de los separadores es de suma importancia, debido a que estos tipos de recipientes son normalmente los equipos iniciales en muchos procesos. Un diseño inadecuado puede crear un cuello de botella que reduzca la capacidad de producción de la instalación completa 2.2.3. PRINCIPIOS DE SEPARACIÓN En el diseño de separadores es necesario tomar en cuenta los diferentes estados en que pueden encontrarse los fluidos y el efecto que sobre éstos puedan tener las diferentes fuerzas o principios físicos. Los principios fundamentalmente considerados para realizar la separación física de vapor, líquidos o sólidos son: el momentum ó cantidad de movimiento, la fuerza de gravedad y la coalescencia. Toda separación puede emplear uno o más de estos principios, pero siempre las fases de los fluidos deben ser inmiscibles y de diferentes densidades para que ocurra la separación.  Momentum (Cantidad de Movimiento): Fluidos con diferentes densidades tienen diferentes momentum. Si una corriente de dos fases cambian bruscamente de dirección, el fuerte momentum o la gran velocidad adquirida por las fases, no permiten que la partículas de la fase pesada se muevan tan rápidamente como las de la fase liviana, este fenómeno provoca la separación. AMHED SADDAM TORRICO VACA

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FACILIDADES DE SUPERFICIE  Fuerza de Gravedad: Las gotas de líquido se separan de la fase gaseosa, cuando la fuerza gravitacional que actúa sobre las gotas de líquido es mayor que la fuerza de arrastre del fluido de gas sobre la gota. 

Flujo Normal de Vapor: El flujo normal de vapor (o gas), es la cantidad máxima de vapor alimentada a un separador a condiciones típicas de operación (es decir, en ausencia de perturbaciones tales como las que aparecen a consecuencia de inestabilidades del proceso o a pérdidas de la capacidad de condensación aguas arriba del mismo).Los separadores son altamente efectivos para flujos de vapor del orden de 150% del flujo normal y, por lo tanto, no es necesario considerar un sobre diseño en el dimensionamiento de tales tambores. Si se predicen flujos mayores al 150%,el diseño del tambor debe considerar dicho aumento.

2.3. CLASIFICACIÓN Y DESCRIPCIÓN DE LOS SEPARADORES Los separadores pueden clasificarse, según su forma en:   

Separadores cilíndricos Separadores esféricos Separadores de dos barriles

También los separadores cilíndricos pueden clasificarse según su orientación en:  

Separadores verticales Separadores horizontales

Otra clasificación sería de acuerdo a la manera de inducir físicamente la separación:   

Separadores por gravedad (típico separador vertical gas–líquido) Separadores por impacto (separadores de filtro) Separadores por fuerza centrífuga (separadores centrífugos)

A continuación se hace una breve descripción de algunos de estos tipos de separadores y, en el caso de los separadores más usados (verticales y horizontales), se presentan algunas ventajas y desventajas.

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2.3.1. Separadores Verticales. En estos equipos, la fase pesada decanta en dirección opuesta al flujo vertical de la fase liviana. Por consiguiente, si la velocidad de flujo de la fase liviana excede levemente la velocidad de decantación de la fase pesada, no se producirá la separación de fases, a menos que esta fase pesada coalesca en una gota más grande. Entre las ventajas y desventajas del separador vertical están:

2.3.1.1.  

  

Normalmente empleados cuando la relación gas o vapor–líquido es alta y/o cuando se esperan grandes variaciones en el flujo de vapor/gas. Mayor facilidad, que un tambor horizontal, para el control del nivel del líquido, y para la instalación física de la instrumentación de control, alarmas e interruptores. Ocupa poco espacio horizontal La capacidad de separación de la fase liviana no se afecta por variaciones en el nivel de la fase pesada. Facilidad en remoción de sólidos acumulados.

2.3.1.2. 

   

Ventajas

Desventajas

El manejo de grandes cantidades de líquido, fuertes variaciones en la entrada de líquido, ó separación líquido–líquido, obliga a tener excesivos tamaños de recipientes, cuando se selecciona esta configuración. Requieren mayor diámetro, que un tambor horizontal, para una capacidad dada de gas. Requieren de mucho espacio vertical para su instalación Fundaciones más costosas cuando se comparan con tambores horizontales equivalentes. Cuando hay formación de espuma, o quiere desgasificarse líquido ya recolectado, se requieren grandes volúmenes de líquido y, por lo tanto, tamaños grandes de tambores verticales.

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FACILIDADES DE SUPERFICIE 2.3.2. Separador horizontal En estos equipos, la fase pesada decanta perpendicularmente a la dirección horizontal de flujo de la fase liviana, permitiendo que la fase liviana continua pueda viajar a una velocidad superior a la velocidad de decantación de la fase pesada discontinua (hasta un cierto límite). Entre las ventajas y desventajas de este tipo de separadores están:

2.3.1.3.      

Ventajas

Normalmente empleados cuando la relación gas ó vapor–líquido es baja. Requieren de poco espacio vertical para su instalación. Fundaciones más económicas que las de un tambor vertical equivalente. Por lo general, son más económicos. Requieren menor diámetro, que un tambor vertical, para una capacidad dada de gas. Manejan grandes cantidades de líquido, fuertes variaciones en la entrada de líquido, ó separación líquido–líquido, optimizando el volumen de operación requerido.

2.3.1.4.

Desventajas

 Variaciones de nivel de la fase pesada afectan la separación de la fase liviana.  Ocupan mucho espacio horizontal.  Difícil remoción de sólidos acumulados (Necesidad de inclinar el recipiente ó añadir internos como tuberías de lavado)

2.4.

DESCRIPCIÓN DE LOS INTERNOS DE UN SEPARADOR

Los internos de un separador prestan una gran variedad de funciones, todas con el objetivo de mejorar la separación de las fases y/o garantizar una operación confiable y segura de los equipos aguas abajo. Entre tales funciones están: 

Separación primaria de las fases: Reducción del momentum de las fases o cambio en la dirección del flujo de las mismas (deflectores, distribuidores de entrada).

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FACILIDADES DE SUPERFICIE 



   

Reducción en oleaje o salpicaduras: evita o reduce el ―re–arrastre‖ de gotas de líquido por la corriente de vapor o reduce la turbulencia en separaciones líquido-líquido (planchas rompeolas). Coalescencia de gotas muy pequeñas: Para separaciones vapor–líquido, los eliminadores de niebla (mallas de alambre, laberinto de aletas, etc). Para separación líquido–líquido, los platos o esponjas coalescedoras Reducción del arrastre de burbujas de vapor/gas en la salida de líquido: rompe vórtices. Reducción mecánica de formación de espuma: placas rompe espuma. Limpieza interna de recipientes: Cuando se espera una deposición continúa de sólidos que no pueden ser fácilmente removibles Reducción del tiempo de decantación: en el caso de separaciones líquido–líquido, se busca reducir el tiempo en que una gota de la fase pesada discontinua alcance la interfase pesada–liviana (placas de decantación).

A continuación se presenta una breve descripción de algunos ejemplos de internos: 2.4.1. Deflectores.

Los deflectores tienen una gran variedad de formas; pueden ser de placa, ángulo, cono, codo de 90? , o semiesfera. El diseño y forma del deflector depende principalmente del soporte requerido para resistir la carga de impacto a la cual es sometido. Estas fuerzas de impacto pueden llegar a desprender el elemento y ocasionar serios problemas de arrastre. Para efectos prácticos, el tipo de deflector a usar (cuando no se empleen distribuidores) es el codo de 90 2.4.2. Distribuidores de entrada.

Los distribuidores son aditamentos de tubería internamente colocados perpendicularmente a la boquilla de entrada, los cuales tienen ranuras u orificios, por los cuales salen las dos fases a una baja velocidad. Estos aparatos, además, ayudan a una distribución pareja de las fases en el área disponible de flujo, que favorece la separación de las mismas.

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FACILIDADES DE SUPERFICIE 2.4.3. Ciclones.

Los ciclones funcionan de forma que la separación mecánica se efectúa por la fuerza centrífuga que actúa sobre las partículas al provocar el movimiento giratorio sobre la corriente de alimentación. Para lograr este efecto se coloca una chimenea ciclónica cerca de la boquilla de alimentación. Esta chimenea produce una alta velocidad y una gran caída de presión. Estos dispositivos producen la separación debido a un cambio en la cantidad angular de movimiento de la corriente bifásica. Estos elementos tienen forma de ciclón, es decir, un cilindro hueco con aberturas que permiten la entrada de la corriente en forma tangencial. El gas gira en torno al eje del cilindro y abandona la parte superior, mientras que las partículas líquidas por efecto de la diferencia de densidades salen desprendidas de la corriente la fuerza centrífuga aplicada sobre ellas debido a la rotación, golpeando las paredes del elemento y goteando por la parte inferior. Su principal uso se limita a corrientes formadas básicamente por gas o cuando la diferencia de densidad relativa entre las fases es pequeña. Un aspecto importante respecto a estos eliminadores es que la eficiencia de separación depende mucho de la velocidad del gas y por lo tanto del caudal manejado. Cuando este cae por debajo de los valores recomendados por el fabricante, la eficiencia de separación disminuye drásticamente, por esta razón no son recomendados cuando el flujo de alimentación es variable, como por ejemplo en los separadores de estaciones de flujo. Por otra parte, cuando la velocidad es muy alta se produce abrasión y desgaste excesivo, obligando al cambio frecuente del mismo y generando caídas de presión de hasta 140 pulg de agua. 2.4.4. Eliminador de niebla tipo malla (“Mallas”).

Descrito en general como ―demister‖ ó ―Malla de Alambre‖, consiste en un filtro trenzado de alambre, normalmente de acero inoxidable empacado en forma de esponja cilíndrica, con un espesor entre 3 y 7 pulgadas y densidad entre 10 y 12 lb/pie3. Este elemento retiene las partículas líquidas hasta que adquieren un tamaño suficientemente grande como para que el peso supere tanto la tensión superficial como la acción de arrastre producida por el gas. AMHED SADDAM TORRICO VACA

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FACILIDADES DE SUPERFICIE Posee una de las más altas eficiencias de remoción y es preferido debido a su bajo costo de instalación. Estos eliminadores tienen la ventaja de que producen una baja caída de presión, y son altamente efectivos si la velocidad del vapor puede mantenerse dentro de un rango apropiado. 2.4.5. Eliminador de niebla tipo aleta.

Los eliminadores tipo aleta consisten en un laberinto formado por láminas de metal colocadas paralelamente, con una series de bolsillos recolectores de líquido. El gas es conducido entre las placas, sometido a sucesivos cambios de dirección, mientras que las partículas líquidas tienden a seguir en línea recta y son atrapadas en los bolsillos del eliminador. Una vez allí, coalescen y son conducidas en dirección perpendicular al flujo de gas hasta el fondo del recipiente. Una característica de este elemento es que el líquido recolectado no es drenado en contracorriente al flujo de gas; en consecuencia la eficiencia de separación con respecto al eliminador tipo malla aumenta considerablemente.

Las ventajas de este eliminador son su alta eficiencia y durabilidad. Adicionalmente, debido a que se construyen en forma compacta no son propensos a desarmarse. Las desventajas son su susceptibilidad a taponarse cuando manejan crudos parafinosos o asfalténicos, además su alto costo en relación a los otros tipos de eliminadores. 2.4.6. Rompe – vórtices.

Cuando un liquido es drenado de un recipiente, se pueden producir condiciones que originen la formación de un remolino. Este efecto en separadores ocasiona el escape de la fase de vapor por la boquilla de desalojo de líquido, lo cual es indeseable sobre todo desde el punto de vista de seguridad. Para solventar este problema es usual dotar a los recipientes de elementos que obstruyan o dificulten la formación de remolinos. AMHED SADDAM TORRICO VACA

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FACILIDADES DE SUPERFICIE 2.4.7. Placas rompe – espumas.

Consiste en una serie de placas paralelas longitudinales direccionadoras del flujo, colocadas en la zona de retención de líquidos de los separadores horizontales.Estas placas evitan que las burbujas de gas que ascienden a través del líquido colapsen y produzcan la agitación necesaria para formar la espuma. 2.4.8. Rompe – olas.

Cuando se tienen separadores horizontales muy largos, se debe evitar la propagación de las ondulaciones y los cambios de nivel en dirección longitudinal que son producidos por la entrada súbita de tapones de líquido dentro del separador. Para eliminar dichas ondulaciones es usual colocar placas en sentido transversal al separador, conocidas como rompe–olas. Dichas placas son de gran utilidad para las labores de control de nivel, evitando medidas erróneas producto del oleaje interno. 2.4.9. Tuberías internas.

Cuando se manejan crudos y productos sucios, es recomendable adecuar tanto el separador horizontal como el vertical, con un sistema interno de tuberías que permitan la inyección de agua, vapor o solventes para eliminar las impurezas que se depositan en el equipo durante su operación o para desplazar a los hidrocarburos antes de proceder a la apertura del recipiente, por lo cual estos equipos son muy útiles cuando se efectúan paradas por mantenimiento.

2.5. Problemas Operacionales Típicos a Tomar en Cuenta en el Diseño. 2.5.1. Formación de espuma.

La tendencia a formar espuma de una mezcla vapor–líquido o vapor– líquido–líquido afectará severamente el desempeño del separador. AMHED SADDAM TORRICO VACA

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FACILIDADES DE SUPERFICIE Generalmente, si se sabe que la espuma es un problema antes de instalar el recipiente, pueden incorporarse deflectores de espuma como el método más económico de eliminar el problema. Sin embargo en algunos casos puede ser necesario resolver un problema en particular, usando soluciones más efectivas como agregar longitud extra al recipiente o usar aditivos químicos. Cualquier información que pueda obtenerse sobre la dispersión de espuma por análisis de laboratorio, antes del diseño del separador es de mucha ayuda. Un caso específico de esta situación son los separadores de Producción (gas–petróleo o gas–petróleo–agua). 2.5.2. Flujo de avance

Algunas líneas de flujo bifásico muestran la tendencia a un tipo de flujo inestable, de oleaje, que se denomina flujo de avance. Obviamente la presencia del flujo avance requiere incluir placas rompe olas en el separador. 2.5.3. Materiales pegajosos.

Alimentaciones con materiales pegajosos, como es el caso de crudos parafinosos, pueden presentar problemas operativos, debido al ensuciamiento o incrustación de los elementos internos.

3. TRATAMIENTO DE CRUDO E INYECCION DE QUIMICOS. 3.1.

EMULSION

Es una sistema heterogéneo formado por dos líquidos inmiscibles, uno de los cuales se encuentra disperso en otro en forma de pequeñas gotas, cuyos diámetros exceden de 0,1μm., estabilizadas por cargas eléctricas y agentes emulsificantes como productos tensoactivos, sólidos finamente divididos; etc.‖

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FACILIDADES DE SUPERFICIE 3.2.

EMULSIONES EN LA INDUSTRIA PETROLERA

El agua salada se encuentra asociada al petróleo en la fm. Geológica de donde es extraído. El agua producida varía en la cantidad de sales que contienen en solución, algunas tienen densidades mayores de 1,20 gr./cm3 y los iones que usualmente poseen en su composición son : Na+, Ca++, Mg ++, Cl-, HCO3-, SO4— La coproducción de agua y petróleo por algún proceso de recuperación puede formar mezclas o emulsiones las cuales son difíciles de separar. Se necesitan dos requerimientos principales para que las mezclas de crudo-agua puedan formarse con algún tipo de estabilidad: 1) Energía para el mezclado. 2) Agentes emulsificantes o surfactantes para prevenir la coalescencia de las gotas dispersadas. El petróleo tiene agentes emulsionantes naturales como: Asfáltenos, Resinas, Parafinas, compuestos nafténicos, porfirinas y sólidos finamente dispersados como arcillas, sedimientos, incrustaciones, productos de corrosión, etc.

3.3.

CLASIFICACION DE LAS EMULSIONES

Se clasifican en base ha:  

La naturaleza de la fase externa. Según el tamaño de las partículas dispersadas.

3.3.1. SEGÚN LA NATURALEZA DE LA FASE EXTERNA 3.3.1.1.

EMULSIONES DE AGUA EN PETRÓLEO (W-O)    

Fase dispersa : Agua – Fase continua : Oil Comprenden el 99% de las emulsiones presentes en el campo. El porcentaje de agua esta entre el 0 y el 80% y usualmente se encuentra entre 10 y 35%. Propiedades: conducen pobremente la electricidad , pueden se diluidas con solventes, contienen más crudo, resisten el secado o pérdida de agua, difíciles de deshidratar, menos corrosivas.

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FACILIDADES DE SUPERFICIE 3.3.1.2.

EMULSIONES DE PETRÓLEO EN AGUA (O-W)   

Fase dispersa: Oil - Fase continua : H2O El 1% de las emulsiones de la industria petrolera. Propiedades: Conducen la electricidad; son diluidas con agua, contienen más agua, secan rápidamente, pueden ser deshidratas, son más corrosivas. EMULSIONES MÚLTIPLES (O – W-O)

3.3.1.3.  

Son muy complejas. Se encuentran en áreas de petróleo de alta viscosidad y gravedad específica o el agua es relativamente blanda.

3.3.2. SEGÚN EL TAMAÑO DE LAS PARTICULAS DISPERSAS 3.3.2.1. 

0,2 μ< Tamaño de la partícula < 50μ

3.3.2.2. 

MACROEMULSIONES

MICROEMULSIONES

0,01μ< Tamaño de la partícula < 0,2 μ

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FACILIDADES DE SUPERFICIE 3.4.

TIPOS DE EMULSIONES

3.4.1. Normal ( agua en petróleo )

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FACILIDADES DE SUPERFICIE 3.4.2. Inversa( Petróleo en agua )

3.4.3. Complejas

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FACILIDADES DE SUPERFICIE

3.5.       

PROPIEDADES DE LAS EMULSIONES

Tamaño de la gota. Conductividad eléctrica. Inversión Viscosidad. Estabilidad. Tensión interfacial. Tensión superficial.

3.6.

Estabilidad de las emulsiones.

Los principales factores que ejercen influencia en la estabilidad de la emulsión son: 3.6.1. Propiedades del petróleo crudo: Los crudos parafínicos no son tan propensos a la formación de emulsiones respecto a los nafténicos, inclusive con una agitación intensa, mientras que los crudos nafténicos pueden formar fácilmente emulsiones estables.

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FACILIDADES DE SUPERFICIE 3.6.2. Densidad y viscosidad: Están mutuamente ligadas y con el aumento de sus valores, dicha influencia aumenta. Un crudo con alta viscosidad, permite mantener gotas grandes en suspensión, oponiéndose a las gotas de agua pequeñas mayor resistencia al asentamiento.

3.6.3. Presión: Cambios de presión provocan cambios en la estructura de la emulsión, permitiendo su separación.

3.6.4. Grado de dispersión e impurezas mecánicas: Con el fraccionamiento de las gotas de agua y las impurezas mecánicas, aumenta la estabilidad.

3.6.5. Temperatura: A mayor temperatura, menor estabilidad al disminuir la resistencia de las capas protectoras de los glóbulos de agua, así como la viscosidad y aumenta la diferencia de densidades entre el agua y el crudo.

3.6.6. Propiedades eléctricas de las emulsiones: Debido a que ante un campo eléctrico las gotas de agua se alinean, se atraen y decantan fácilmente.

3.6.7. Influencia del agua de lavado: Al pasar por un colchón de agua, las gotas dispersas se atraen y decantan fácilmente.

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FACILIDADES DE SUPERFICIE 3.6.8. Influencia del agente desemulsionante: Al desplazar los emulsionantes, permiten la coalescencia de las gotas de agua y su separación.

3.7.

Destrucción de emulsiones.

El mecanismo de destrucción de emulsiones se puede dividir en tres etapas:   

Choque de glóbulos de agua Fusión de los glóbulos en gotas mayores Sedimentación de gotas o separación en forma de fase acuosa ininterrumpida.

Para garantizar al máximo posible el choque de los glóbulos de agua, se aumenta la velocidad de su movimiento en el petróleo mediante:   

Calentamiento Mezclado Corriente eléctrica

Sin embargo, para la fusión de las gotas de agua, con el solo choque no es suficiente, es necesario mediante un desemulsionante, debilitar la resistencia mecánico-estructural de las películas protectoras que recubren los glóbulos de agua y convertirlos en hidrófilos. Cuando son pequeñísimas las partículas, su velocidad es tan pequeña que después de cierto tiempo no se observa separación apreciable de la emulsión, pudiéndose acelerar la sedimentación después de aumentar las dimensiones, la diferencia de densidades y disminuir la viscosidad. La diferencia de densidades se puede aumentar elevando la temperatura, ya que el coeficiente de dilatación del agua hasta 100 °C es menor que el coeficiente de dilatación del crudo, mientras que la viscosidad disminuye aumentando la temperatura. Los cambios de pH también contribuyen a la destrucción de las emulsiones, las cuales son inestables a pH=10,5.

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FACILIDADES DE SUPERFICIE 3.8.

Métodos de desemulsificación.

Los métodos conocidos son: 3.8.1. Térmico: Se basa en que el agua y el petróleo tienen coeficientes de dilatación cúbica diferentes, lo que hace que al calentar la película, la emulsión disminuya. Además, el calor reduce la viscosidad del crudo y aumenta la diferencia de densidades, lo que facilita la decantación del agua. Es usado sólo en petróleos con emulsiones poco estable de partículas grandes de agua, las cuales son fáciles de decantar.

3.8.2. Termoquímico: Se basa en la propiedad de algunas sustancias químicas de destruir o neutralizar la acción del emulsionante, favoreciendo la separación. Es uno de los métodos más ventajosos, pues se necesitan instalaciones simples y económicas.

3.8.3. Eléctrico: Bajo la acción del campo eléctrico, se forman campos eléctricos entre los glóbulos de agua y surgen fuerzas eléctricas capaces de superar la resistencia de las películas estabilizadoras.

3.8.4. Lavados intensivos con agua salada: Es usado en aquellos casos en que el agua que acompaña al crudo contenga 0.1 % máximo de sales.

3.8.5. Centrifugación: Se basa en la diferencia de densidades, usado sólo en crudos muy ligeros.

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FACILIDADES DE SUPERFICIE 3.8.6. Filtración: Es usado sólo en caso de que las emulsiones sean poco estables.

Para elegir el método de destrucción de las emulsiones, es necesario conocer las características que presentan los crudos al salir de los pozos, como son:         

Contenido de sales Contenido de azufre Contenido de BSW Viscosidad cinemática Cantidad de parafinas Cantidad de sustancias resinosas Emulsión Contenido de asfaltenos Densidad

3.9.

DESHIDRATACIÓN DEL PETROLEO

3.9.1. DEFINICIÓN Proceso mediante el cual se separa el agua emulsionada presente en el petróleo, convirtiéndolo a éste en un producto comercial, es decir, con niveles de agua inferiores al 1%. → PETROLEO LIMPIO

EMULSION →

(1% DE AGUA)

(CRUDO +AGUA) (AGUA) 3.9.2. VENTAJAS

El agua causa corrosión de deposición de coque en la refinería, así como aumentos anormales de la temperatura de operación al ser evaporada. Aumento en el costo de transporte de petróleo y corrosión de tanques y oleoductos.

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FACILIDADES DE SUPERFICIE Mayor gasto del equipo debido a la mayor viscosidad de los crudos emulsionados y a los mayores volúmenes manejados, tanto en oleoductos como en tanques.

3.10.

METODOS DE TRATAMIENTO

La deshidratación de petróleo-crudo puede llevarse a cabo mediante distintos métodos:      

Sedimentación: Natural. Responde a las leyes de Newton y de Stoke M. Térmico M. Eléctrico M. Químico Centrifugación Filtración

3.10.1. SEDIMENTACION Consiste en la utilización de la fuerza de gravedad para hacer su papel de sedimentación de las gotas. Está en función del tiempo y es dependiente del grado de estabilidad de la emulsión. Se utiliza principalmente para separar el agua libre producida en el oil.

3.10.2. METODO TERMICO El proceso involucra la aplicación de calor para romper las emulsiones W-O por efecto de una reducción de la tensión superficial de la partícula interfacial debido a que:   



Aumenta la solubilidad del petróleo en el agente emulsionante y aumenta la dispersión del agente en la fase petróleo. Reduce la viscosidad del oil lo que promueve la separación por gravedad. Acelera la velocidad con que un compuesto químico demulsificador se deposita en la interfase de las gotas de agua aumentando así la velocidad de acción del demulsificante. La adición de Calor sobre el crudo aumenta la cantidad de energía en el sistema causando corrientes térmicas las cuales promueven el choque entre las gotas de agua, lo que permite que rompan la película y coalescan.

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FACILIDADES DE SUPERFICIE 

Expansión de las gotas de agua debido al gradiente de Temperatura y ruptura del agente emulsionante.

3.10.3. TRATAMIENTO ELÉCTRICO 

Involucra el uso de un Campo Eléctrico ó Electroestáticos con el propósito de causar que las pequeñas gotas dispersadas se muevan hacia los electrodos, coalescan y caigan por gravedad. El fenómeno es producido debido que las partículas suspendidas en un medio con una constante dieléctrica más baja (W-O) son atraídas entre sí, cuando se forma un Campo Eléctrico de alto voltaje en el sistema. Mientras mayor resistividad tenga el oil es mayor el esfuerzo eléctrico que puede sostener sin romperse y por lo tanto, las fuerzas que producen la coalescencia son mayores.



El segundo método es someter a la emulsión a un campo eléctrico alterno, vibrando las gotas a la frecuencia de la corriente, chocando , coalesciendo y cayendo La deshidratación eléctrica requiere mayor Temperatura que los procesos químicos y mayor presión.

3.10.4. Tratamiento Químico Consiste en el agregado de productos químicos deshidratantes que actúan rompiendo las emulsiones. Estos productos llamados desenmulsionantes actúan favoreciendo la coalescencia de la fase dispersa y permitiendo su decantación por gravedad

3.11.

Equipos para tratamiento de crudos.

Entre los equipos para la deshidratación del crudo están: 3.11.1. Free Water Knockout (FWKO): Generalmente cilindros horizontales, donde ocurre la separación del agua y el crudo por gravedad. El agua que se separa en menos de 5 minutos, se llama agua libre y no forma parte de la emulsión. Dependiendo de la viscosidad del crudo se AMHED SADDAM TORRICO VACA

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FACILIDADES DE SUPERFICIE utiliza calentamiento adicional en el equipo, pudiendo ser por medio de vapor, electricidad o tubos de fuego con el propio gas del yacimiento.

3.11.2. Tanques de lavado: Muy utilizado mundialmente para la deshidratación del crudo, requiere adición de desemulsionante, calor y tiempo de residencia suficiente para permitir el proceso de decantación del agua. Sus diseños varían desde espirales, de tubo central, con baffles, concéntricos, etc. Generalmente usan un tubo aspersor en el fondo del tanque para evitar los cortocircuitos del crudo de entrada, con diseños que varían (radial, en varias patas, sencillo, etc.). Pueden tener columnas desgasificadoras a la entrada, dependiendo de la etapas anteriores de separación de gas. Generalmente son combinados con colchón de agua, por lo que se les conoce como tanques lavadores o dinámicos.

3.11.3. Tratadores de emulsión (Treaters): Pueden ser verticales u horizontales. Necesitan adición de calor (al igual que el FWKO es variable), pueden trabajar a presión atmosférica o con presión (es más común el último caso). Poseen varios diseños dependiendo del crudo, la salida del crudo es por la parte superior y el agua por la inferior, pueden tener baffles, cámaras independientes, etc. Se utilizan mucho los electrostáticos, por ser más eficientes y económicos. 3.11.4. Mejoradores: Son equipos de última generación, mediante el ―bombardeo‖ de hidrógeno, (mediante el uso de catalizadores) rompen los enlaces dobles del carbono, simplificando éstos, produciéndose de un crudo de 10 oAPI, un crudo de hasta 25 oAPI, llamado crudo sintético. Esta operación además separa el asfalto presente en el crudo y se obtiene también azufre.

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FACILIDADES DE SUPERFICIE 3.12.

TRATAMIENTO DE GAS

Aunque como gases naturales pueden clasificarse todos los presentes en el globo terrestre, el término se aplica hoy en sentido estricto a las mezclas de gases combustibles que se encuentran en el subsuelo, donde en ocasiones, se hallan asociados al crudo. Al gas extraído junto con el petróleo se le llama gas asociado, siendo su contenido más alto en hidrocarburos pesados. El principal constituyente del gas natural es el metano, que representa generalmente entre el 70 y 95 % del volumen total de la mezcla. Los otros hidrocarburos que suelen estar presentes son: etano, propano y butano. Además, se encuentran el nitrógeno, dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno, así como los gases inertes helio y argón. De los componentes de los gases naturales, el sulfuro de hidrógeno es el más indeseable, ya que es tóxico y corrosivo y al ser quemado, se obtienen productos de combustión que contienen óxido de azufre, que es corrosivo y perjudicial. La necesidad de purificar el gas que contenga CO2 y H2S, está condicionado por tres factores:   

Exigencias higiénico-sanitarias Exigencias anticorrosivas Exigencias tecnológicas industriales del gas

En las restricciones internacionales del gas para uso doméstico, admite un contenido de H2S un máximo de 2 g/100 m3 de gas, o sea, un 0,0014%. El H2S, es uno de los agentes corrosivos más activos, es un gas incoloro, con olor desagradable característico y su densidad es de 1,1906 g/cm3 .El gas natural producido durante la extracción del crudo, contiene pequeñas cantidades de hidrocarburos pesados y cuando son separados como líquidos llamados condensados. El gas natural que contiene condensados se llama gas húmedo y gas seco se llama al que no contiene condensados. Como se dijo anteriormente, el mayor componente del gas natural es el metano, el cual es usado para aplicaciones en la industria o en el hogar (hornos, calentadores, generación de vapor, etc.).

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FACILIDADES DE SUPERFICIE Cuando el gas natural se obtiene del yacimiento, puede contener algunos de los siguientes componentes:

Es necesario recordar que el metano y el etano son los componentes deseados para usar el gas como combustible. Los componentes más pesados son indeseables y pueden ser separados como GLP. El uso del gas natural está extendido en el mundo por su fácil manejo, su bajo costo y sobre todo por su gran poder calórico que lo convierte en el subproducto más importante de la explotación petrolera. Aunque en los últimos años el uso del gas natural sin tratamiento se ha convertido en un hecho cotidiano, existen en algunos gases acompañantes del crudo ciertos componentes indeseables para su utilización, entre ellos:

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FACILIDADES DE SUPERFICIE 3.12.1. Contenido de agua: El vapor de agua debe ser removido en un proceso de deshidratación, para evitar la formación de hidratos y su corrosividad en presencia de CO2. El proceso más usado es la deshidratación con glicol.

3.12.2. Contenido de H2S: Este compuesto es muy tóxico y corrosivo. Generalmente el gas es endulzado en un por medio de aminas, siendo convertido a azufre elemental o reinyectado en otra formación.

Otros conceptos importantes para el tratamiento del gas son:

3.12.3. Punto de rocío: Altas cantidades de propano o butano (además de otros componentes pesados) tienden a condensarse en las tuberías, causando problemas en el proceso, por lo que deben ser removidos.

3.12.4. Valor calórico: Este depende de la composición del gas. El metano puro tiene un valor calórico de aproximadamente 38 MJ/m3, pero si existen otros gases inertes como argón o helio, provocan la disminución del valor calórico. Sin embargo, otras moléculas tales como etano (+/- 66 MJ/m3) propano (+/- 94MJ/m3) o n-butano (+/- 122 MJ/m3) son requeridos para llevar el valor calórico los valores deseados.

3.13.

Métodos de tratamiento de gas

Los factores que se tiene en cuenta al seleccionar un proceso de tratamiento de gas para eliminación del H2S, son: 

Los métodos que resultan de más fácil operación, requieren equipos muy grandes.

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FACILIDADES DE SUPERFICIE   

Pueden ocurrir reacciones secundarias que elevan el consumo de reactivos. El efecto corrosivo de los productos utilizados puede ser fuerte. La presencia de impurezas como SO2, CO2, HCN, etc., pueden ser dificultades insalvables para el proceso

Los procesos industriales del H2S se han dividido en métodos secos y húmedos y dentro de estos últimos, se consideran los regenerativos y no regenerativos. Los procesos húmedos son más utilizados cuando las cantidades de azufre a depurar son considerables. De ellos los regenerativos son los más usuales, distinguiéndose los que recuperan el azufre en forma elemental, los que recuperan el H2S y los que no recuperan el azufre. Los procesos secos se basan en la utilización de grandes masas de purificación y de absorbentes. Prácticamente permiten una purificación completa del gas de H2S, sin embargo, presentan las siguientes desventajas:  

Sólo son factibles de utilizar para la purificación de gases con un contenido relativamente pequeño de H2S (hasta 1%). Requieren de gran área para su instalación.

Los procesos húmedos permiten un grado de purificación más pequeño, sin embargo presentan las siguientes ventajas: 

 

Las instalaciones ocupan menor espacio y permiten un gran caudal, debido a que se puede hacer pasar por ellos la contracorriente de solución y gas a grandes velocidades y altas presiones. El proceso es continuo y no requiere mucho personal. Las inversiones y los gastos de explotación son relativamente pequeños.

Los procesos secos de purificación se dividen en:  

Basados en reacciones químicas directas del H2S con los reactivos sólidos. Basados en las propiedades catalíticas y de absorción.

En el primer caso, se pueden utilizar como reactivos sólidos el hierro hidratado (Fe2O3nH2O), llamado limonita, el hidróxido de calcio (cal apagada) y el hidróxido férrico monohidratado.

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FACILIDADES DE SUPERFICIE Los procesos húmedos emplean diversos tipos de absorbentes, de los cuales, los más utilizados son los que llevan a cabo un proceso combinado de absorción – desorción, que se basan en la reacción de la solución con el H2S a elevada presión y baja temperatura, mientras que la desorción se produce por calentamiento de la solución a bajas presiones. Entre estos procesos están los de aminas y alkazid (regenerativos) y los no regenerativos (sosa caústica, lechada de cal). Los procesos de aminas, a pesar de su gran utilización, tienen algunas limitaciones como son:    

Alto consumo de calor durante la regeneración. Elevada corrosión Tendencia a degradación química Alta volatilidad de las aminas

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