INTRODUCCION En el proceso de producción del petróleo, este emerge contaminado con salmueras subterráneas y agua de formación o congénita, las cuales pueden estar en forma libre o emulsionada en el petróleo. Tan pronto como llega a la superficie, el agua libre se elimina por sedimentación. Sin embargo la reducción del agua emulsionada no es directa, debido a la estabilidad que presentan las gotas de agua emulsionada a la fuerzas de gravedad. El agua emulsionada le proporciona al petróleo un volumen adicional al transporte así como propiedades corrosivas, el cual se ve reflejado en la reducción de la vida útil de los equipos de proceso. Debido a esto, es necesario aplicar un proceso de deshidratación y desalado. La coalescencia y el proceso de sedimentación del agua emulsionada en el crudo están afectados principalmente por la viscosidad del crudo, además sea reportado que la viscosidad es uno de los factores que controlan la estabilidad de la emulsión en el petróleo siendo mas importante en crudos pesados.
DESHIDRATACION DE CRUDO La deshidratación de crudo es una de las operaciones de tratamiento y acondicionamiento primario que se utiliza para romper la emulsión y remover el agua del crudo hasta lograr reducir su contenido a un porcentaje previamente especificado. Generalmente, este porcentaje es igual o inferior al 1 % de agua. Consiste en aplicar una combinación de química deshidratante, agitación calor y/o campo eléctrico. Existen varias razones para eliminar el agua del crudo entre las más importantes destacan el aumento del costo de transporte y bombeo, la corrosión en las instalaciones de transporte y de refinación y, la demanda de calor. La escogencia de un agente deshidratante se hace todavía mediante la prueba de botella, es decir, por ensayo y error. El rol de los agentes deshidratantes es contrarrestar la acción estabilizante de los agentes emulsionantes presentes en el crudo, tales como surfactantes naturales, asfáltenos, resinas, y sólidos que se forman por la precipitación de sales, parafinas o asfáltenos.
¿DÓNDE Y CÓMO SE PRODUCEN LAS EMULSIONES AGUA EN PETRÓLEO? El agua y el aceite son esencialmente inmiscibles, por lo tanto, estos dos líquidos coexisten como dos líquidos distintos. La frase “aceite y agua no se mezclan” expresa la mutua insolubilidad de muchos hidrocarburos líquidos con el agua. Las solubilidades de hidrocarburos son bajas, pero varían desde 0,0022 ppm para el tetradecano hasta 1.760 ppm para el benceno en agua. La presencia de dobles enlace carbono-carbono (por ejemplo alquenos y aromáticos) incrementan la solubilidad del agua. El agua está lejos de ser soluble en hidrocarburos saturados (por ejemplo: parafinas o alcanos) y su solubilidad disminuye con el incremento del peso molecular de los hidrocarburos. Las operaciones de extracción del petróleo, la mezcla bifásica de petróleo crudo y agua de formación se desplazan en el medio poroso a una velocidad del orden de 1 pie/día, lo que es insuficiente para que se forme una emulsión. Sin embargo, al pasar por todo el aparataje de producción durante el levantamiento y
el transporte en superficie (bombas, válvulas, codos, restricciones, etc.) se produce la agitación suficiente para que el agua se disperse en el petróleo en forma de emulsión W/O estabilizada por las especies de actividad interfacial presentes en el crudo. Las emulsiones formadas son macro-emulsiones W/O con diámetro de gota entre 0,1 a 100 μm.
Existen tres requisitos esenciales para formar una emulsión: ✓ Dos líquidos inmiscibles, como el agua y el aceite. ✓ Suficiente agitación para dispersar uno de los líquidos en pequeñas gotas en el otro. ✓ Un agente emulsionante para estabilizar las gotas dispersas en la fase continúa. En los pozos que se producen por levantamiento con gas (Gas-lift), la emulsión es causada principalmente en dos lugares: En el punto donde el “gas lift” es introducido y en la cabeza del pozo. Cuando se utiliza un proceso intermitente, la emulsión generalmente es creada en la cabeza del pozo o en el equipo en superficie. Para el proceso continuo, la mayor parte de la emulsión es formada en fondo de pozo, en el punto de inyección de gas. En los campos petroleros las emulsiones de agua en aceite (W/O) son llamadas emulsiones directas, mientras que las emulsiones de aceite en agua (O/W) son
llamadas emulsiones inversas. Esta clasificación simple no siempre es adecuada, ya que emulsiones múltiples o complejas (o/W/O ó w/O/W) pueden también ocurrir. Además, esta clasificación es muy particular de la industria petrolera, ya que en general las emulsiones O/W son denominadas emulsiones normales y las W/O son las inversas. Otra terminología en la industria petrolera es clasificar las emulsiones directas producidas como duras y suaves. Por definición una emulsión dura es muy estable y difícil de romper, principalmente porque las gotas dispersas son muy pequeñas. Por otro lado, una emulsión suave o dispersión es inestable y fácil de romper. En otras palabras, cuando un gran número de gotas de agua de gran diámetro están presentes, ellas a menudo se separan fácilmente por la fuerza gravitacional. El agua que se separa en menos de cinco minutos es llamada agua libre. La cantidad de agua remanente emulsionada varía ampliamente desde 1 a 60 % en volumen. En los crudos medianos y livianos (>20 °API) las emulsiones
contienen típicamente de 5 a 20 % volumen de agua, mientras que en los crudos pesados y Extrapesado (<20 °API) tienen a menudo de 10 a 35 % de agua. La cantidad de agua libre depende de la relación agua/aceite y varía significativamente de un pozo a otro. En este trabajo, la palabra “agua” significa agua producida y es una salmuera conteniendo cloruro de sodio y otras sales. La inyección de vapor y la inyección de agua a yacimientos son factores que promueven la formación de emulsiones. CLASIFICACIÓN DE LAS EMULSIONES. Emulsiones inversa: Son las que la fase dispersa es una sustancia hidrofílica (agua) y la fase continua es lipofílica (crudo). Estas emulsiones suelen denominarse con la abreviatura W/O.
Agua en Aceite.
Emulsiones directas: son aquellas en las que la fase dispersa es una sustancia lipofílica (crudo) y la fase continua es hidrofílica (agua). Estas emulsiones suelen denominarse O/W.
Aceite en Agua.
Emulsiones múltiples: son las que como fase dispersa contiene una emulsión inversa y la fase continua es un líquido acuoso o viceversa. Estas emulsiones se conocen como W/O/W y O/W/O.
Agua en Aceite en Agua.
Aceite en Agua en Aceite.
SEPARACION DE EMULSIONES PETROLEO-AGUA. La secuencia de procesos para romper las emulsiones de petróleo sigue los pasos consecutivos de: ➢ Aglomeración y floculación de gotas. ➢ Destrucción de capas protectoras ➢ Coagulación de las gotas de agua dispersa hasta un tamaño suficiente para luego fusionándose y luego por la acción de la gravedad caer al fondo del separador. Si las gotas tienen suficiente energía el rompimiento de las capas protectoras ocurre, entonces las gotas se unen. Un número de métodos tecnológicos son aplicados para el secado del petróleo, la escogencia del método para el secado del petróleo y el plan empleado depende substancialmente de la cantidad y condición del agua presente. El agua contenida en el crudo aparece en forma libre ó no dispersa en algunos casos, tal agua puede ser removida directamente del crudo por coagulación. Más a menudo el agua en el petróleo crudo se presenta en su forma dispersa, emulsión de agua en aceite. Hay dos versiones de esta emulsión mecánicamente no estabilizada y estabilizada por sustancias de actividad interfacial. Esta diferencia entre emulsiones es esencial para el secado del petróleo, ya que el agua de las emulsiones no estabilizadas puede ser separada fácilmente por los métodos comunes de sedimentación o por métodos de sedimentación con moderado calor. Procesos más complejos, tales como calor intenso, procedimientos químicos, eléctricos y la combinación de los mismos, se requiere para la separación del agua de emulsiones estabilizadas. Para el diseño de procesos de secado de petróleo bajo condiciones industriales es necesario determinar el contenido de agua, el tipo y la cantidad de impurezas en el agua y también las condiciones en las cuales el agua está presente . METODOS DE DESHIDRATACION DE HIDROCARBUROS. La deshidratación de hidrocarburos se lleva a cabo por varios métodos y depende de si se trata de emulsiones estabilizadas o no-estabilizadas a continuación mostraremos los métodos más comunes de deshidratación o secado de crudos.
SECADO MECANICO DEL PETROLEO. El método más básico en el secado mecánico del petróleo es la sedimentación gravitacional. Hay dos tipos de sedimentación: periódica (batch) y continua, estas se llevan a cabo en separadores batch y continuos respectivamente. Tanques cilíndricos de separación (tanques sedimentadores), son similares a los tanques de almacenamiento de petróleo y son usados comúnmente como separadores batch. El crudo de petróleo que intenta secarse se bombea hacia el tanque a través de las tuberías. Después de llenar el tanque, el contenido permanece en reposo por un periodo determinado conocido como tiempo de sedimentación. El agua entonces se sedimenta en el fondo de la sección mientras que el petróleo flota en la parte superior del tanque. La sedimentación se lleva a cabo bajo condiciones templadas de tratamiento. El petróleo y el agua son tomados por separado del tanque y finaliza el proceso de secado del petróleo. Se habrá alcanzado un resultado positivo solo si el petróleo obtenido es libre de agua. En el caso de separación continua, se distinguen dos tipos de separadores: horizontales y verticales. Los separadores horizontales se subdividen en radiales y longitudinales, los separadores horizontales longitudinales pueden ser rectangulares o circulares dependiendo de la geometría de la sección transversal. En los separadores gravitacionales continuos, la sedimentación se realiza mediante el flujo continuo del líquido a través del separador. El separador se diseña para que alcancé un determinado grado de separación en un predeterminado tiempo de sedimentación.
SECADO TERMICO DEL PETROLEO. Una de las maneras de secado de petróleo más recientes es el secado térmico o termo-proceso. En este caso, el petróleo a deshidratar es calentado antes del proceso de sedimentación, el calor desestabiliza la emulsión de agua en petróleo y promueve la fusión de finas gotas de agua para formar gotas más grandes. Las capas protectoras están compuestas de resinas-asfáltenos y parafinas estas sustancias se forman en la superficie de las gotas de agua y a temperatura normal estas capas crean una estructura muy estable que impide la unión de las gotas, mediante el incremento de la temperatura, la viscosidad de los materiales que forman la capa protectora disminuye considerablemente, esto da como resultado una deducción de la estabilidad de la estructura dispersa, facilitando así la unión de las gotitas de agua. Además, la viscosidad del petróleo disminuye como resultado del calor, eso promueve la aceleración de la separación del agua del petróleo por sedimentación. Los métodos térmicos por si solos raramente son aplicados en la
industria pero se usan en combinación con sedimentación. En métodos modernos, el procesamiento térmico es usado usualmente como un componente de un grupo más complejo de métodos de secado de petróleo, por ejemplo, en combinación con tratamiento con aditivos químicos, sedimentación así como en combinación con métodos eléctricos de procesamiento. El calor usado en el secado del petróleo se obtiene mediante el uso de intercambiadores especiales. Una gran variedad de tales intercambiadores se han desarrollado, los calentadores se instalan en un proceso tecnológico de secado de petróleo después de la sección en la que se da la separación de gases del petróleo, pero antes de introducir el petróleo en el separador.
METODOS QUIMICOS DE SECADO DE PETROLEO. Los métodos químicos de secado son muy empleados en la industria moderna para la deshidratación del petróleo. El principio fundamental de tales métodos es la destrucción de la emulsión de agua en petróleo mediante el uso de aditivos químicos. En la industria se han desarrollado muchos tipos de estos aditivos químicos. La eficiencia del secado químico del petróleo depende sustancialmente del tipo de aditivo usado, la escogencia de un aditivo efectivo depende del tipo de emulsión que va a ser desestabilizada, en cada casa la escogencia del aditivo se hace después de que el petróleo es analizado en laboratorios especiales. Como en otros métodos de secado combinados, el secado químico es seguido por la sedimentación de la emulsión por influencia de la gravedad. El calentamiento del petróleo es empleado en algunos sistemas de secado en combinación con el uso de aditivos. Los aditivos se agregan y mezclan con la emulsión. Esto crea las condiciones adecuadas para la separación del agua del petróleo por sedimentación. Aplicar esto es posible mediante ambas técnicas separación periódica y continua, pero el proceso predilecto es el continuo, hay tres situaciones donde el secado químico de petróleo se puede implementar:
➢ Secado y separación llevado a cabo dentro del pozo de petróleo. ➢ Secado y separación llevado a cabo en las tuberías colectoras. ➢ Secado del petróleo llevado a cabo directamente en los tanques de separación donde los aditivos son agregados al tanque, que está lleno de petróleo.
Los primeros dos métodos tienen muchas ventajas y son más efectivos que el tercero. La filtración se basa en la adsorción selectiva de diferentes sustancias y es empleada para la separación de emulsiones inestables. El material de la capa filtrante puede ser arena, vidrio, aspen, maple, poplar y otros tipos de no-resinas Wood y partículas metálicas. La fibra de vidrio la cual se humedece generalmente con agua y no con petróleo también es usada frecuentemente. El secado de petróleo Por filtración es aplicado muy rara vez debido a su baja productividad y a la necesidad de cambiar el material filtrante frecuentemente.
SECADO TERMO-QUIMICO DEL PETROLEO. La estabilidad de las capas protectoras del petróleo se reduce o destruye completamente mediante métodos termoquímicos. Estos métodos aceleran el proceso de separación de emulsiones de petróleo. Este método acelera el proceso de separación de la emulsión de petróleo. Más del 80% del procesamiento del petróleo usa métodos termo-químicos. Este método se convirtió en el más usado debido a la posibilidad que presenta para el tratamiento del petróleo con variados contenidos de agua sin cambiar el plan de procesamiento tecnológico, así como la habilidad para cambiar los aditivos depende de las propiedades de la emulsión sin reemplazar ninguno de los aparatos usados en el proyecto tecnológico estándar. Como siempre el método termo-químico tiene un número de desventajas, estas incluyen el alto precio de los aditivos y el alto consumo de calor. La desalinización y el secado son llevados a cabo en la industria a temperaturas en el rango de 50 a 100 °C. Si se usa alta temperatura, entonces el proceso debe ocurrir a altas presiones con el fin de conservar la emulsión en estado líquido. Para este propósito es necesario usar separadores con paredes gruesas. Esto deja un incremento en el precio del equipo. La reducción de la influencia de la protección de las capas interfaciales en las gotas de agua es afectada drásticamente por la presencia de los aditivos, todos los aditivos pueden ser divididos dentro de:
➢ Electrolitos. ➢ No-electrolitos. ➢ Coloidales. Algunos ácidos orgánicos y minerales (sulfúrico, clorhídrico, y acético), alcalinos y sales pueden ser usados como electrolitos, los electrolitos pueden formar productos insolubles los cuales reducen la estabilidad de la capa protectora o promover su destrucción. Tanto Electrolitos como aditivos son aplicados raramente y en
extremos debido al alto precio y particularmente por que sus propiedades corrosivas afectan los equipos. Los no-electrolitos son sustancias orgánicas las cuales son capaces de disolver la película protectora en las gotas de agua y reducen la viscosidad del petróleo. Esto conlleva a la aceleración de las gotitas de agua. Este tipo de aditivo puede ser gasolina, acetona, alcohol, benceno, fenol, etc. Los noelectritos no son muy usados en la industria por su alto precio. Los aditivos coloidales son sustancias de actividad interfacial las cuales pueden destruir emulsiones o debilitar la película protectora y pueden transformar la emulsión del agua en el petróleo en su opuesta, emulsión de petróleo en agua, ya que promueve la emulsión inversa. Aditivos más efectivos se forman mediante la reacción de oxido de etileno con sustancias orgánicas; estos son muy aplicados en la industria. Usando la razón de oxido de etileno/ sustancia orgánica envuelta en la reacción para producir el aditivo se puede controlar la eficiencia de ese grupo de aditivos. La solubilidad del aditivo en agua incrementa con el alargamiento de la cadena del oxido de etileno, si esto es necesario es posible hacer estos aditivos con propiedades hidrofobicas, mediante reacciones con oxido de propileno en esto está la propiedad de crear varios aditivos con diferentes propiedades. Los aditivos pueden disolverse en una de las fases de de la emulsión (agua o petróleo) ellas pueden ser hidrofilicos o hidrofobicos, también pueden ser inertes o metales, pueden no empeorar la calidad del petróleo, y ser baratos y de aplicabilidad universal con respecto al uso de varia emulsiones.
En principio el aditivo es agregado a la emulsión de agua en petróleo y se facilita la separación, pero agregar el aditivo no es suficiente para lograrla, es necesario asegurar el mayor contacto posible entre el aditivo y las gotas de agua. La mezcla intensa y el calor de emulsión pueden lograr esto. La desalinización y el secado eléctrico de petróleo son especialmente muy aplicados en la industria, pero menos a menudo en el pozo. La oportunidad creada por la aplicación del método eléctrico en combinación con algunos otros métodos puede ser atribuida como una ventaja significativa de este método.
Se sabe que la separación del petróleo usando un campo eléctrico con frecuencia variable es más efectiva que la separación usando un campo constante. Viscosidad y densidad de la emulsión, dispersión, contenido de agua, propiedades eléctricas, así como la estabilidad de la película protectora, influencia considerablemente la eficiencia de la separación eléctrica, como siempre el factor significativo es la intensidad del campo eléctrico. Los separadores eléctricos son operados en la industria actual a una frecuencia de 50 Hz para Europa y 60 Hz para Norte América. El voltaje de los electrodos en el separador esta en el rango de 10.000 a 45.000 V. Los separadores eléctricos pueden ser esféricos cilíndricos y pueden ser instalados en forma horizontal y vertical.
PROCESO COMUN DE DESHIDRATACION DE CRUDOS.
La producción de crudo proveniente de diferentes pozos se lleva a un múltiple de producción, como se muestra en la figura. Este múltiple eta compuesto a su vez por tres submúltiples (de a cuerdo a la presión de la línea de baja alta y de prueba) formados por tuberías de seis pulgadas de diámetro a través de las cuales circula la mezcla gas crudo agua, que luego pasará a los separadores gas- liquido donde se elimina el gas disuelto. Después de los separadores, la mezcla desgasificada pasara a un separador gravitacional para eliminar el agua libre y el crudo no emulsionado. La emulsión w/o se lleva al sistema de tratamiento seleccionado y finalmente el crudo separado pasa a un tanque de almacenamiento para su venta o
refinación, el punto de inyección de los químicos es a la salida del múltiple de producción, antes de los separadores. En la industria por lo general se utiliza una combinación de los métodos térmicos y químicos con uno mecánico o eléctrico para lograr la deshidratación efectiva de la emulsión w/o dependiendo de las características del crudo como se describió anteriormente.
EQUIPOS UTILIZADO EN LA DESHIDRATACION DE CRUDOS.
SEPARADORES GAS-LÍQUIDO. Los separadores horizontales o verticales sirven para separar el gas asociado al crudo que proviene desde los pozos de producción. El procedimiento consiste en que la mezcla de fluidos entrante choca con las placas de impacto o bafles desviadores a fin de promover la separación gas-líquido mediante la reducción de velocidad y diferencia de densidad. El número de separadores varía en función del volumen de producción de gas y petróleo en las estaciones. Se identifican cuatro secciones de separación: a) Separación primaria: Comprende la entrada de la mezcla crudo-agua-gas. b) Separación secundaria: Está representada por la etapa de separación máxima de líquido por efecto de gravedad. c) Extracción de neblina: Consiste en la separación de las gotas de líquido que aún contiene el gas. d) Acumulación de líquido: Está constituida por la parte inferior del separador que actúa como colector, posee control de nivel mediante un flotador para manejar volúmenes de líquidos obtenidos durante la operación. Los separadores verticales operan con mayor eficiencia a una baja relación gaspetróleo menor de 500 pie3/barril, mientras que los separadores horizontales poseen mayor área superficial y tienen controladores de espumas. En la figura 18 se muestran un tren de tres separadores verticales.
GUN-BARRELS O SEPARADORES GRAVITACIONALES El asentamiento gravitacional se lleva a cabo en grandes recipientes llamados tanques, sedimentadores, tanques de lavado, “gun barrels” y eliminadores de agua libre (EAL ó “Free Water Knockout FWK”). Los eliminadores de agua libre (EAL) son utilizados solamente para remover grandes cantidades de agua que es producida en la corriente, pero que no está emulsionada y se asienta fácilmente en menos de 5-20 minutos, figura 19. El crudo de salida de un EAL todavía contiene desde 1 hasta 30 % de agua emulsionada. En el interior de estos recipientes que son de simple construcción y operación, se encuentran bafles para direccionar el flujo y platos de coalescencia. El agua es removida por la fuerza de gravedad y esta remoción provoca ahorros en el uso de combustible de los calentadores. Un calentador requiere de 350 Btu para calentar un barril de agua en 1°F, pero solamente requiere 150 Btu para calentar 1 barril de crudo en 1°F. El calentamiento de agua, aparte de que es un desperdicio de energía provoca problemas de incrustación y requiere del uso adicional de tratamiento químico muy costoso para prevenir la incrustación. Los eliminadores de agua libre (EAL), no son lo mejor ya que ellos solo remueven el agua libre. Están protegidos por ánodos de sacrificio y por aditivos para prevenir la corrosión por el efecto del agua de sal.
Otro sistema que es importante mencionar son los tanques de lavado o comúnmente llamados “Gun Barrels”. Estos recipientes usualmente operan con media parte de agua (colchón de agua) y la otra parte lo cubre el petróleo. Su funcionamiento consiste en que la emulsión entra al área de desgasificación, donde se produce la liberación del gas remanente a través del sistema de venteo. Seguidamente, la fase líquida desciende por el tubo desgasificador y entra a la zona del agua de lavado a través de un distribuidor, que se encarga de esparcir la emulsión lo más finamente posible a fin de aumentar el área de contacto entre el agua de lavado y la emulsión, favoreciendo así la coalescencia de las partículas de agua. La emulsión fluye a través del agua en el interior del tanque de lavado siguiendo la trayectoria forzada por bafles internos que permiten incrementar el tiempo de residencia. El petróleo por ser más liviano que la emulsión asciende pasando a formar parte de la zona correspondiente al petróleo deshidratado. Este proceso de deshidratación se ve afectado por altas velocidades de flujo, exceso de gas, descensos en la temperatura del fluido y recuperación de emulsiones envejecidas; por lo tanto, la eficiencia del mismo depende del control total de estas variables. Tienen un tiempo de residencia entre 3 a 36 horas. Entre los equipos más utilizados por la industria petrolera se mencionan los tanques de lavado de tipo helicoidal, los de tipo rasurado, concéntrico o araña.
En general, el Gunbarrel esta compuesto por cinco partes principales, cada una de las cuales presenta su propia función o más propósitos específicos. ❖ La línea de entrada: Es la tubería que conduce la emulsión (agua y aceite) desde el separador que contiene gas y aceite hasta el Gunbarrel.
❖ La tubería conductora (también conocido como boot, flume o pila) es una tubería larga a través de la cual la emulsión pasa antes de entra al fondo de Gunbarrel. El boot puede ser montado en cualquier parte, tanto interior como exterior del tanque y funciona para tres principales propósitos: •
Separar el gas de la emulsión en el interior de la tubería conductora y reducir la turbulencia, que proviene el fluido desde el separador, dentro del cuerpo del cuerpo.
•
Esta funciona como un tanque agitador para prevenir pegas de emulsión siendo expulsadas hacia el Gunbarrel, es decir, aquellas gomas o pedazos de pegas que provienen de separador no quedan atrapadas dentro de la tubería conductora, si no que pasan o se descargan directamente al fondo del tanque del Gunbarrel.
•
La expansión o incremento de la emulsión y su disipación dentro del tanque del Gunbarrel ocurre a través de un spreader o como un delantal que esta pegado cerca del fondo del tanque y permite hacer pasar la emulsión a través del agua libre y su libre movilización.
❖ El cuerpo: o tanque contiene el agua de lavado (o capa de agua), emulsión y capas de aceites limpios y permite llevar un control de tiempos para el aceite y el agua por separado. ❖ La salida del agua: también llamado patada de agua o sifón exterior posee dos principales funciones: • •
Suministrar una salida para el agua que se ha separado de la emulsión Es usado para regular la cantidad de agua contenida en el Gunbarrel.
❖ La línea de salida para el aceite: permite conducir el aceite limpio del Gunbarrel hacia los tanques de almacenamiento.
La mayoría de los Gunbarrel tiene varias partes importantes, tales como equilibradores de gas entre el tanque y la tubería conductora, teniendo en cuenta que debido a seguridad industrial, las líneas son independientes y se envían a sistemas de venteo diferentes, líneas de gas, líneas de sangrado y medidores barométricos. PRINCIPIOS DE FUNCIONAMIENTO Los principios en el cual el Gunbarrel opera o funciona son muy estudiados e investigados buscando dentro de los pasos o caminos de la emulsión a través del tanque y su descripción en cada proceso. Asumiendo que para el tanque de asentamiento se presenta como si fuera una sola separación principal del agua y el aceite, y que no intervienen otros factores como el calor o químicos adicionales, aunque frecuentemente los químicos son inyectados y el sistema de transferencia de calor es instalado dentro del sistema antes de que la emulsión pase a través de ella y llegue hasta el Gunbarrel. Agentes emulsificantes: Dentro de los activantes de la superficie que alteran la interfase agua-aceite tenemos: ❖ ❖ ❖ ❖ ❖
Carbonatos de calcio Sulfato de aluminio Silica Sulfato de hierro Ácidos solubles en aceites
Sistemas térmicos: El principio básico es debilitar y romper las películas que envuelven las gotas de agua y permite: ❖ ❖ ❖ ❖
Aumentar la diferencia de densidades Reducir la viscosidad del aceite Dilatación en la película Reducción de la tensión superficial.
Como la emulsión que proviene del separador, entra por la línea de entrada hacia la tubería conductora, estará sujeta a una presión atmosférica. Para ello es necesario contrarrestar la presión que proviene del separador de aceite y gas, la cual esta localizada en la corriente de emulsión delante del Gunbarrel, dentro de ello, algún gas que viene fuera de solución se producirá por la caída de presión con la entrada de la emulsión en el Gunbarrel. Este gas es llevado hacia fuera a través de la línea exterior de gas y dicho gas es venteado o pasa a un sistema de acumulación de gas. Solo se va a permitir el paso de flujos de fluidos hacia la parte de abajo dentro de la tubería conductora para entrar en el gunbarrel y este va a estar próximo o cerca del fondo del tanque. Un spreader, expansor o difusor esta frecuentemente situado en el fondo de la tubería conductora para extender o propagar la emulsión que esta distribuida en el agua libre a través del tanque de lavado. Si el spreader, no estuviera aquí la emulsión no podría cambiar a través del free-water contenido en el gunbarrel en una columna larga. El expansor esta usualmente situado a dos pies del fondo del tanque, en esta profundidad se trata de sumergir totalmente el spreader profundamente como sea posible en el agua, manteniendo claro esta, una distancia prudente debido al pegado que pueda acumularse en el fondo del tanque. El diámetro del spreader depende del tamaño del cuerpo del tanque del gunbarrel, usualmente cerca de 40 o 70% del diámetro del tanque, pero algunos son más pequeños. Algunos rompimientos de emulsión ocurren con la entrada de esta, cuando entra en contacto con la superficie del spreader, el flujo en el centro pasa a los bordes exteriores del spreader. El spreader es diseñado para que la emulsión emerja o surja de esta en muy pequeñas corrientes; dichas corrientes de emulsión pasan y se levantan a través del free-water y ocurre algún rompimiento de la emulsión al entrar en contacto cerrado entre la emulsión y el free-water.
Algunos de los glóbulos de agua son lavados y se separan del aceite y va permitiendo que el aceite se limpie y va a continuar su camino hacia la parte superior del tanque. Por encima del free-water que contiene el gunbarrel, hay o existen dos capas de líquidos, el tope de la capa superior contiene aceite limpio y la capa de abajo es la capa que contiene la emulsión. Estas no están claramente definidas y están un poco mezcladas de una a la otra. Al subir o elevarse la emulsión rápidamente a través del free-water, las corrientes pequeñas de emulsión mueren o desaparecen por la diferencia de gravedades específicas de los dos líquidos, aceite limpio y free-water (aceite mas claro que el agua) y este va alrededor de la capa de emulsión presente por encima de la capa del free-water. En la capa de emulsión, el cambio a través de su recorrido es lento y el agua remanente va quedando a fuera. El aceite que es claro en la emulsión debido a que se va elevando hacia el tope superior y luego pasa a través de la línea de salida del aceite hasta el tanque de almacenamiento. En resumen, la acción que ocurre en el tanque del gunbarrel para separar aceite y agua esta dividido en dos partes principales: ❖ Lavado ❖ Asentamiento El lavado es hecho en la capa del free-water y el asentamiento ocurre en la capa de emulsión. Debido a que todas las emulsiones no son parecidas o semejantes y no presentan las mismas características y propiedades, en el contenido del free-water en el gunbarrel, estas pueden ser estabilizadas, es decir, las gotas de agua sean aún más pequeñas.
El lavado tiene pequeños o casi pocos efectos en ciertas emulsiones, sin embargo en tal caso, una muy pequeña cantidad de free-water en el tanque solo es necesaria. Por otra parte, algunas emulsiones se rompen completamente por debajo del lavado. Y esto es ventajoso al tener una cantidad grande de free-water en el tanque.
CALENTADORES. Los tratadores-calentadores pueden ser de tipo directo e indirecto en función de la forma en que se aplica el calor. En los calentadores de tipo directo el calor es transferido por contacto directo de la corriente alimentada con la superficie interna del calentador. Aunque este tipo presenta problemas de sedimentos y de corrosión pueden manejar mayores volúmenes de fluidos con menor gasto de combustible que los calentadores indirectos. Operan eficientemente en procesos de baja presión y donde los fluidos manejados no son muy corrosivos. Los más utilizados son los calentadores de fuego directo con cajas de fuego de tipo vertical, como se muestra en la figura..
El diseño normal de un calentador tipo vertical cumple las siguientes funciones: 1) Desgasificado de la emulsión de entrada; 2) Remoción de arenas, sedimentos y agua libre previa al calentamiento; 3) Lavado con agua y calentamiento de la emulsión; 4) Coalescencia y asentamiento de las gotas de agua. El crudo deshidratado caliente puede ser usado para precalentar la emulsión de entrada usando un intercambiador de calor. Los calentadores no son recomendables para remover grandes cantidades de agua libre, debe usarse un separador EAL o FKW. Las mismas funciones básicas son previstas en un calentador directo tipo horizontal. La alimentación es parcialmente desgasificada, luego es direccionada hacia la parte de abajo del equipo para la separación del agua libre y la arena. Después, la alimentación es calentada y sufre una última desgasificación. Posteriormente, a través de un distribuidor pasa a un baño de agua para finalmente pasar a la sección de coalescencia. Las partículas sólidas, tales como arena, escama, productos de corrosión se depositarán en la parte inferior de estos equipos. Si estos sedimentos no son removidos puede causar los siguientes problemas: 1) Acumularse y ocupar un volumen importante en el recipiente y eventualmente bloquear la corriente de alimentación; 2) Bloquear la transferencia de calor, ocasionando finalmente el colapso del equipo de calentamiento; 3) Interferir en los controles de nivel, ánodos, válvulas, medidores y bombas; 4) Asimismo pueden incrementar el crecimiento bacteriano y la velocidad de corrosión.
Para prevenir la deposición de estos sedimentos se pueden instalar “hidrojets” que operando a 30 psia por arriba de la presión de operación del calentador, removiendo los sedimentos para su posterior drenado por la parte inferior del recipiente. Otra alternativa es usar inhibidores de corrosión. En los calentadores de tipo indirecto el proceso de transferencia de calor se efectúa mediante un baño de agua caliente, en el cual se encuentra sumergida la tubería que transporta la emulsión. Este tipo de calentadores disminuye el riesgo de explosión y son utilizados en instalaciones donde es posible recuperar calor, tales como el gas caliente de salida de las turbinas. En general el calentamiento ya sea de tipo directo o indirecto tiene las siguientes ventajas: 1. Reduce la viscosidad de la fase continua: un incremento en la temperatura de 10 °F baja la viscosidad de la emulsión por un factor de 2. 2. Incrementa el movimiento browniano y la colisión de las gotas de agua para su coalescencia. 3. Incrementa la diferencia de densidad entre la salmuera y el crudo. 4. Promueve una mejor distribución del desemulsionante. 5. Disuelve las parafinas cristalizadas que le dan estabilidad a las emulsiones. 6. Debilita la película de emulsionante que rodea a las gotas de agua. Sin embargo el calentamiento presenta las siguientes desventajas: 1. Provoca la migración de los compuestos más volátiles del crudo hacia la fase gas. Esta pérdida de livianos ocasiona una disminución de volumen del crudo calentado y una disminución en su gravedad API. 2. Incrementa los costos de combustible. 3. Incrementa los riesgos en las instalaciones. 4. Requieren mayor instrumentación y control. 5. Causa depósitos de coke.
COALESCEDORES ELECTROESTÁTICOS. Los procesos de deshidratación electrostática consisten en someter la emulsión a un campo eléctrico intenso, generado por la aplicación de un alto voltaje entre dos electrodos. Este dispositivo, generalmente tiene características similares a los de los equipos de separación mecánica presurizados, añadiendo a éstos el sistema de electrodos y de generación de alto voltaje. La aplicación del campo eléctrico sobre la emulsión induce a la formación de dipolos eléctricos en las gotas de agua, lo que origina una atracción entre ellas, incrementando su contacto y su posterior
coalescencia. Como efecto final se obtiene un aumento del tamaño de las gotas, lo que permite la sedimentación por gravedad. Un deshidratador electrostático está dividido en 3 secciones, figura 21. La primera sección ocupa aproximadamente el 50% de su longitud y es llamada “Sección de calentamiento”. La segunda sección es llamada “Sección central o control de nivel” y esta ocupa por alrededor del 10% de su longitud ubicada adyacente a la sección de calentamiento. La tercera sección ocupa el 40% de la longitud del deshidratador y es denominada “Sección de asentamiento” del agua suspendida para producir crudo limpio. Las parrillas de electrodos de alto voltaje están localizadas en la parte superior del recipiente, arriba de la interfase agua-aceite.
Entre las ventajas que posee los deshidratadores electrostáticos en comparación con los sistemas de tanques de lavado es que son menos afectados en su operación por las características de los crudos (densidad, viscosidad), agua o agentes emulsionantes, ofrecen mayor flexibilidad, el tiempo de residencia asociado es relativamente corto y por otra parte, son de menor dimensión. Además, con el tratamiento electrostático se obtiene una mejor calidad del agua separada y una mayor flexibilidad en cuanto a las fluctuaciones o variaciones en los volúmenes de producción (Guzmán et al., 1996). Entre las desventajas que presentan los equipos de deshidratación electrostática están: i. Requerimiento de supervisión constante en su operación. ii. Instalación de sistemas de control más sofisticados, lo que incide tanto en los costos de operación como de inversión. iii. Instalación de sistemas de carga para un mayor control de flujo al equipo, ya que necesitan para su operación condiciones de flujo estables y controladas. iv. Los dispositivos del equipo podrían ser afectados por los cambios en las propiedades conductoras de los fluidos de alimentación, cuando se incrementa el agua, la salinidad y la presencia de sólidos.
v. El nivel de agua libre es controlado por dos medidores de nivel en paralelo y con diferentes principios de operación. Esta es la variable más difícil de manejar, ya que un valor alto podría hacer que el agua tenga contacto con las parrillas energizadas y halla un corto circuito en el equipo y sus correspondientes daños al sistema eléctrico. Estos equipos se utilizan cuando la velocidad de asentamiento por gravedad es muy lenta, dada por la Ley de Stokes. Por ejemplo una gota de agua de 20 micras de diámetro en un crudo de 33 °API a 100 °F y una viscosidad de 6,5 cp se asienta a una velocidad de 0,07 ft/hr. Como la molécula de agua es polar, el campo eléctrico incrementa la coalescencia de las gotas dispersas en el aceite por dos mecanismos que actúan simultáneamente: 1. Sometidas a un campo electrostático, las gotas de agua adquieren una carga eléctrica neta. 2. La distribución al azar de las gotas de agua en el seno del aceite al pasar por el campo electrostático se alinean con su carga positiva orientada al electrodo cargado (negativo). Estas fuerzas de atracción electrostática pueden ser mucho más grandes que la fuerza de gravedad presente. La relación de fuerza electrostática con la fuerza de gravedad es de aproximadamente de 1.000 para gotas de agua de 4 micras de diámetro en crudo de 20° API expuesto a un gradiente eléctrico típico de 5 kilovoltios/pulgada. Los tratadores electrostáticos son usados generalmente cuando existen las siguientes circunstancias: • Cuando el gas combustible para calentar la emulsión no está disponible o es muy costoso. • Cuando la pérdida de gravedad API es económicamente importante. • Cuando grandes volúmenes de crudo deben ser tratados en una planta a través de un número mínimo de recipientes. Las ventajas del tratamiento electrostáticos son: • La emulsión puede ser rota a temperaturas muy por abajo que la que requieren los tratadores calentadores. • Debido a que sus recipientes son mucho más pequeños que los calentadores, eliminadores de agua libre y gun-barrels, son ideales para plataformas petroleras marinas. • Pueden remover mayor cantidad de agua que otros tratadores. • Las bajas temperaturas de tratamiento provocan menores problemas de corrosión e incrustación.
¿CÓMO PREVENIR LA FORMACIÓN DE LA EMULSIÓN AGUA EN PETRÓLEO? Las emulsiones se forman en el aparataje de producción del pozo y en las instalaciones de superficie debido al cizallamiento, por lo que es recomendable eliminar la turbulencia y remover el agua del aceite lo más pronto posible. Algunos recomiendan inyectar el surfactante a fondo de pozo para prevenir la formación de la emulsión. Las recomendaciones anteriores no siempre son posibles lograrlas, por lo que en muchos casos es necesario prepararse para el rompimiento de la emulsión inevitablemente formada. La mejor forma de deshidratar es evitar que se produzca la emulsión o por lo menos reducir al máximo las condiciones que favorezcan la emulsión, a saber la producción conjunta de varios fluidos y la agitación. En pozos fluyentes, una agitación considerable es generalmente causada por el gas disuelto saliendo de la solución (el gas se desorbe) conforme decrece la presión. Este gas también causa turbulencia cuando fluye junto con la mezcla difásica aguaaceite a través de accesorios y restricciones en la tubería de producción; pasa por supuesto lo mismo cuando se utiliza el levantamiento con gas. Esta turbulencia puede ser reducida, pero no eliminada, instalando un estrangulador de fondo. Este estrangulador reduce la estabilidad de la emulsión por las siguientes causas: a) Hay menos presión diferencial. b) La temperatura de fondo de pozo es considerablemente más alta que la temperatura en la superficie. c) Hay flujo laminar para una gran distancia corriente abajo del estrangulador de fondo y por lo tanto, menos turbulencia. Actualmente, el 90 % de las técnicas utilizadas para la extracción de petróleo crudo generan o agravan los problemas de emulsión. Los químicos usados en las fracturas de la formación, estimulaciones de pozos, inhibición de corrosión, etc., frecuentemente causan problemas de emulsión muy severos, por lo que existen también métodos para romperlas, tales como el calentamiento, aditivos químicos, tratamiento eléctrico y asentamiento. En los casos de bajo contenido de agua (< 10%) resulta ventajoso añadir agua en fondo de pozo antes que se produzca la emulsión porque así la emulsión formada será menos estable (el tamaño de gotas aumenta y se favorece la coalescencia).
CONCLUSION o El crudo, normalmente cuando es extraído del pozo viene con cierta cantidad de agua libre, pero también con agua en emulsión. o El agua es un componente que le resta valor comercial, por lo que se hace necesario eliminarla o disminuirla en el crudo. o Existen procesos y equipos especializados para disminuir el porcentaje de agua en el crudo. o El agua libre es más fácil de eliminar que el agua en emulsión. o Es preferible eliminar el agua libre, debido que la eliminación del agua en emulsión es más costosa.
BIBLIOGRAFIA http://es.scribd.com/doc/89418426/4-Gun-Barrel http://es.scribd.com/doc/111535183/Unidad-I-Deshidratacion-de-Crudo http://es.scribd.com/doc/208941650/Deshidratacion-Del-Crudo http://es.scribd.com/doc/75251786/Deshidratacion-y-Desalado-de-Crudos
