1. INTR INTROD ODUC UCCI CIÓN ÓN El tratam tratamien iento to de crud crudos os es un proc proceso eso industr industrial ial que abar abarca ca el diseñ diseño o y la operación de instalaciones de superficie para el logro técnico y económico de la entrega de crudo en especificación. Para ello el productor recurre a los procesos de Deshidratación y Desalado; a través de los cuales se elimina o reduce a un nivel permisible el contenido de sedimentos, agua y sal. El petróleo crudo es una mecla de aceite, agua, gas y otros componentes. !o toda el agua que se produce en los poos est" emulsionada; una parte de ella es libre y se elimina por efecto de la gravedad; la otra est" combinada con el crudo en forma de emulsión de El contenido de agua 8 6.9:vol. gotas dispersas en aceite. as sales 8
arena? *cide
!o 8 6.9 mg -(1'g. -(1'g.
4enias
8 6.6<:.
4ontenido de metales >vanadio, n#quel, hierro, cobre, sodio?
8 <6 ppm en promedio.
Dependiendo del tipo de aceite y de la disponibilidad de recursos se combinan cualquiera de los siguientes métodos t#picos de deshidratación de crudo$ %u#mico, térmico, mec"nico y eléctrico. En general, se usa una combinación de los métodos térmicos y qu#micos con uno mec"nico o eléctrico para lograr la deshidratación efectiva de la emulsión &'(.
Figura1. Requerimientos de calidad del crudo
)uente$ *+!(D, -en y /E&*+/, 0aurice. urface Production (perations. /hird Edition. 1ouston, /e2as; 3ulf Publishing 4ompany, 5667.
2. EMU!IONE! @na emulsión es una suspensión cuasiAestable de finas gotas de un l#quido disperso en otro l#quido, como se muestra en la figura 5. El l#quido presente como pequeñas gotas es la fase dispersa o interna, mientras que el l#quido que lo rodea es la fase continua o e2terna.
Figura 2. Esquema de una emulsi"n.
)uente$ P*%@*B, +icardo 4. eminario sobre emulsiones, @niversidad de =uenos *ires, !oviembre, 5669.
2.1.
C#!IFIC#CIÓN
as emulsiones son clasificadas como sigue$
a$ egCn el grado de estabilidad. •
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Estable$ @na emulsión es estable cuando luego de formada, la Cnica manera de conseguir que las fases se separen es mediante la aplicación de sistemas de tratamiento. Bnestables$ @na emulsión es inestable cuando al dearla en reposo durante algCn tiempo, las fases se separan por gravedad.
%$ egCn las fases de la emulsión.
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!ormales o directas$ *quella en la cual la fase continua es el aceite y la fase dispersa es el agua. Este tipo de emulsión, es la que se presenta en el 6: de los casos. Bnversas$ Es aquella en la cual la fase continua es el agua y la fase dispersa el aceite. Este tipo de emulsión, en la mayor#a de los casos consiste en gotas finas de petróleo rodeadas por una tenue pel#cula de agua. Para eliminarlas, generalmente se requiere de tratamiento qu#mico.
Duales o triples$ Petróleo en agua en petróleo y agua en petróleo en agua. as emulsiones triples o duales aunque son de rara ocurrencia, se pueden presentar en crudos muy pesados y viscosos acompañados de agua fresca y blanda. Por lo general, requieren tratamiento qu#mico especial.
a emulsión de petróleo en agua o inversa, en la mayor#a de los casos consiste en gotas finas de petróleo rodeadas por una tenue pel#cula de agua. Para eliminarlas, generalmente, se requiere de tratamiento qu#mico. as emulsiones triples o duales aunque son de rara ocurrencia, se pueden presentar en crudos muy pesados y viscosos acompañados de agua fresca y blanda. Por lo general, requieren tratamiento qu#mico especial. a emulsión agua en petróleo o directa, es la que se presenta en el 6: de los casos.
2.2.
E!T#&IID#D ' ROM(IMIENTO DE # EMU!IÓN
as emulsiones poseen energ#a en su pel#cula interfacial, por esto, son termodin"micamente inestables. as emulsiones pueden ser rotas por tres mecanismos que son$ sedimentación, agregación y coalescencia. a sedimentaci"n se refiere a la ca#da de las gotas emulsionadas, el agrupamiento de dos o m"s gotas es llamado agregaci"n y por Cltimo la coalescencia que ocurre cuando las gotas originales pierden sus identidades y se funden en gotas m"s grandes reduciendo el "rea de interfase total. El rompimiento de la emulsión depende de los siguientes par"metros$ pel#cula interfacial, viscosidad de la fase continua, tamaño de la gota, relación de volumen de fases, temperatura, p1, edad, salinidad de la salmuera y tipo de aceite.
). DE!*IDR#T#CIÓN DE CRUDO @na parte del agua producida, llamada agua libre, se separa f"cilmente del crudo por acción de la gravedad, tan pronto como la velocidad de los fluidos es suficientemente baa. a otra parte el agua est" #ntimamente combinada con el
crudo en forma de emulsión. a deshidratación de crudos es el proceso mediante el cual se separa el agua asociada, ya sea en forma emulsionada o libre, hasta lograr reducir su contenido a un porcentae previamente especificado. 3eneralmente, este porcentae es igual o inferior al 6.9 : de agua. a deshidratación tiene que ver con la estabiliación de las part#culas de agua y aceite >coalescencia ? y separación gravitacional de las mismas en un tiempo de residencia relativamente corto. a deshidratación de crudos pesados presenta desaf#os Cnicos debido a la alta viscosidad, la presencia de sólidos en suspensión y componentes semiAsolubles, y la escasa diferencia de densidad dificulta la separación por gravedad >ey de toFes?.
).1.
M+TODO! (#R# # DE!*IDR#T#CIÓN
os procesos de tratamiento de la emulsión requieren alguna combinación de las siguientes acciones$ adición de qu#micos, tiempo de residencia, calor y coalescencia electrost"tica.
).1.1. TR#T#MIENTO ,U-MICO a selección y preparación del tipo de desemulsionante debe coincidir con el recipiente de tratamiento de la emulsión. os tanque de lavado que tienen largo tiempo de retención >7A5G horas?, requieren desemulsionantes de acción lenta. Por otro lado, los tratadoresAcalentadores y las unidades electrost"ticas con corto tiempo de retención ><9AH6 minutos? requieren desemulsionantes de acción muy r"pida. Problemas como precipitación de parafinas en climas fr#os, incremento de sólidos, adición de compuestos qu#micos para estimulación de poos, pueden requerir el cambio del desemulsionante inyectado en l#nea.
!elecci"n del Desemulsiicante. a selección de los qu#micos óptimos se hace con las pruebas de botella. @na muestra de fluido es tomada y transferida a las botellas. Iarios rompedores qu#micos son agregados en diferentes cantidades para determinar cu"l qu#mico es el meor rompedor ó desemulsificante y cu"l es la dosis óptima, a una temperatura espec#fica de tratamiento. 0uchos factores como color y apariencia del crudo, claridad del agua, calidad de la interface, temperatura de operación requerida y =& son observados durante las pruebas. as muestras de emulsión deben tomarse en la cabea del poo, cualquier l#nea de fluo, el manifold o alguna entrada al sistema de tratamiento de deshidratación. En campo debe disponerse de un equipo de laboratorio port"til adecuado con los elementos necesarios para optimiar la selección del rompedor. Después de seleccionar dos o tres rompedores, deben ser probados en el sistema de tratamiento de campo para verificar que el meor qu#mico ha sido seleccionado. El desemulsificante óptimo es el que ofreca el agua m"s limpia, m"s clara, a la /emperatura m"s baa, en el menor tiempo posible y al m"s bao costo por barril tratado, sin que interfiera con el tratamiento subsecuente.
Para que el desemulsificante seleccionado actCe debe ser inyectado a la corriente de emulsión y meclado #ntimamente para que alcance las gotas dispersas de agua y vena las fueras emulsificadoras. e requiere adem"s, una agitación moderada y continua de la emulsión tratada, para producir contacto entre las gotas y favorecer su coalescencia, tiempo de sedimentación para permitir la separación del agua y el crudo.
(rue%a de %otella/ El cual consiste b"sicamente en preparar una serie de botellas graduadas y añadir <66 ml de la emulsión agua en crudo fresca o preparada en laboratorio, se dosifican diferentes concentraciones del producto deshidratante a cada botella deando una botella sin deshidratante >botella patrón?, se homogenia la mecla y se colocan las botellas en un baño termost"tico a la temperatura deseada. 4ada J6 min se lee el volumen de agua coalescida y se observa la calidad de la interfase, del agua separada y de las paredes del tubo. 4on esta data se construye la gr"fica de Porcentae de agua separada en función del tiempo, as# como la gr"fica de estabilidad, que permite conocer el tiempo necesario para separar K ó 5'J del volumen de fase acuosa. /ales gr"ficas permiten determinar la eficiencia del deshidratante.
Equi0os de inecci"n de qumica des3idratante &om%as de dosiicaci"n/ El equipo de inyección es una bomba pequeña que puede ser operada por gas a presión, aire o eléctricamente; estas liberan reactivos qu#micos al sistema a un caudal predeterminado, la bomba est" conectada al depósito del qu#mico de donde los succiona y lo descarga a la presión requerida para poderlo inyectar a la l#nea de la emulsión. a tasa de inyección se puede austar para inyectar la cantidad adecuada y as# evitar el desperdicio de surfactante, lo cual es importante ya que es bastante costoso.
Tanques de almacenamiento del desemulsiicante/ @na forma eficiente de uministrar reactivos qu#micos a las bombas de inyección es almacenar los mismos en tanques, el tanque debe contar con regla de medición para conocer la cantidad inyectada por cada 5G horas.
Inectores/ os productos qu#micos deben ser inyectados a la producción a través de sistemas atomiadores, que permitan la distribución homogénea del producto en la emulsión. os inyectores se encuentran instalados en las l#neas de fluo. Debe vigilarse la presión del inyector a fin de acudir a realiar mantenimiento del mismo para evitar taponamientos con sedimento.
4ENT#5#!/ •
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a formación de las emulsiones puede ser contrarrestada dosificando los desemulsificantes desde una etapa temprana del tratamiento. a emulsión puede ser rota en fr#o, reduciendo los costos de calentamiento de la emulsión y la pérdida de gravedad asociada con el calentamiento. Proceso y equipo sencilloIers"til. e puede aplicar a procesos en grande y pequeña escala. a calidad del crudo no se altera y ofrece una separación r"pida y efectiva. as
DE!4ENT#5#!/ •
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@na sobre dosis puede producir nuevas emulsiones que son a menudo m"s dif#ciles de romper que las emulsiones originales. !o siempre es económico romper las emulsiones sólo con el tratamiento qu#mico, generalmente es necesario el uso de energ#a adicional, como calentamiento o electricidad, para reducir los costos del tratamiento qu#mico.
).1.2. TR#T#MIENTO 6R#4IT#CION# El asentamiento gravitacional se lleva a cabo en grandes recipientes llamados tanques, sedimentadores, tanques de lavado Lgun barrelsM y eliminadores de agua libre )&-(Ns.
Eliminadores de agua li%re El término O freeA"ter FnocFAout O >)&-(? est" reservado para un tanque que procesa en la entrada de un fluo de l#quido con poco gas arrastrado y no hace ningCn intento para separar el gas del petróleo. a principal diferencia entre un separador convencional de tres fases y un )&-( es que en este Cltimo sólo hay dos salidas de fluidos, una para el petróleo y muy pequeñas cantidades de gas y el segundo para el agua. a salida de agua suele ser controlada con una interfa de control de nivel. os eliminadores de agua libre >)&-(? son utiliados solamente para remover grandes cantidades de agua libre, pero que no est" emulsionada y se asienta f"cilmente en menos de 9 minutos. El crudo de salida de un )&-( todav#a contiene desde < hasta J6 : de agua emulsionada. En el interior de estos recipientes, se encuentran bafles para direccionar el fluo y platos de coalescencia. El agua es removida por la fuera de gravedad y esta remoción provoca ahorros en el uso de combustible de los calentadores. os compuestos qu#micos desemulsificantes pueden ser adicionados a la alimentación del recipiente. os
)&-( est"n protegidos por "nodos de sacrificio y por aditamentos para prevenir la corrosión por el efecto del agua salada.
Figura ). Eliminador de agua li%re 7 Tanque F89O
)uente$ urface Production (perations. *+!(D, -en y /E&*+/, 0aurice, 5667.
Tanques de la:ado 7 6un %arrels Estos recipientes usualmente operan con media parte de agua y la otra parte lo cubre el aceite, la alimentación de crudo se realia por la parte inferior por medio de distribuidores de tal manera que el agua que viene con el aceite entre en contacto con el agua del recipiente para que la coalescencia del agua se lleve a cabo, y por la parte superior, est" la salida de aceite limpio cumpliendo con especificaciones de sal y de contenido de agua, cabe hacer mención que para una mayor eficiencia de separación aguaAaceite se usan qu#micos que rompen la emulsión.
Figura ;. Tanque de la:ado 7 6un %arrel
)uente. )*4BBD*DE DE @PE+)B4BE Q /+*/*0BE!/( DE 4+@D(. Edison (dilio 3arc#a !avas. @niversidad Bndustrial de antander, unio de 56
).1.). TR#T#MIENTO T+RMICO El tratamiento térmico consiste en calentar el crudo mediante el uso de intercambiadores de calor y hornos. Bncrementando la temperatura de los dos fluidos se aumenta la posibilidad que las gotas de agua dispersadas puedan chocar con suficiente fuera para coalescer. El obetivo de este tipo de tratamiento es la reducción de la viscosidad del crudo, para favorecer el movimiento de las gotas de agua. En crudos livianos se requiere gran cantidad de calor para conseguir el efecto deseado. El proceso requiere que las gotas de agua tengan suficiente tiempo de contacto una con otra. /ambién se supone que
las fueras de boyana que actCan sobre las gotas que est"n coalesciendo, permitan el asentamiento en el fondo del tratador.
Figura 5 : Tratador Térmico (http://www.en-fabinc.com/es/heaters_treaters.shtml)
os tratadores térmicos son equipos que cuentan con dos secciones$ una sección inicial de calentamiento >la cual cuenta con un tubo de fuego? y otra de coalescencia donde se produce la separación. os tratadores térmicos pueden subdividirse en dos$
#. C#ENT#DORE! DIRECTO!/ En los calentadores directos el calor es transferido por contacto directo de la corriente alimentada con la superficie interna del calentador. Este tipo de calentadores presenta problemas de sedimentos y de corrosión pero pueden manear volCmenes de fluidos con menor gasto de combustible que los indirectos. (peran eficientemente en procesos de baa presión y donde los fluidos maneados no son muy corrosivos. os m"s utiliados son los calentadores de fuego directo con caas de fuego tipo vertical. a eficiencia de estos equipos oscila entre el R9A6: >*lta? y ofrece un costo inicial no tan elevado como otros sistemas de calentamiento. Para su operación es normal que se utilice gas o crudo del mismo campo.
Figura 6 : http://lh4.ggpht.com/nelsoncobba/SF!ca""
&. C#ENT#DORE! INDIRECTO!/ os calentadores de fuego indirecto son m"s seguros, pues no e2iste un contacto directo entre la fuente de calor y la emulsión, pero esto acarrea perdidas de energ#a, lo cual se traduce en una menor eficiencia. El calentamiento se realia por medio de un fluido a alta temperatura, que rodea el fluido a calentar.
El tratamiento térmico posee varias ventaas, y a la ve algunas desventaas las Figura 7 : http://lh4.ggpht.com/nelsoncobba/SF!ca"" cuales son$
4ENT#5#!/
•
+educe la viscosidad de la fase continua, un incremento en la temperatura de <6 )
•
baa la viscosidad por un factor de 5. Bncrementa el movimiento broniano y la colisión de las gotas de agua para su
• • • •
coalescencia. Bncremente la diferencia de densidad entre la salmuera y el crudo. Promueve una meor distribución del desemulsificante. Disuelve las parafinas cristaliadas que le dan estabilidad a las emulsiones. Debilita la pel#cula del emulsionante que rodea las gotas de agua.
DE!4ENT#5#!/ •
Promueve la migración de compuestos m"s vol"tiles a la fase gas. Esta pérdida de livianos ocasiona una disminución del volumen del crudo calentado y una
• • • •
disminución en su gravedad *PB. Bncrementa los costos del combustible. Bncrementa los riesgos en las instalaciones. +equieren mayor instrumentación y control. 4ausa depósitos de coFe.
).1.;. TR#T#MIENTO EECTRO!Tcargadas mitad positivamente y mitad negativamente? tender"n a colisionar entre s#, por lo cual la coalescencia ocurrir" m"s r"pido. Para su buen funcionamiento se requieren varias condiciones, las cuales son o
a viscosidad del crudo debe ser menor que 96cp.
o
as diferencias entre las gravedades espec#ficas del crudo y el agua debe ser mayor que 6,66<. −6 m Ώ 10 cm
(
)
o
a conductividad eléctrica del aceite debe ser de
.
o
a salinidad del agua debe ser mayor que <6666 ppm >el agua de mar tiene unas J9666 ppm?.
Figura 8 : #$F%S%& S. S'$& *&'. +,eshidratacin de rdo: 0rincipios 1 Tecnolog2a3. ogot5& 'aboratorio
as ventaas y desventaas de este tipo de tratamiento se resumen a continuación$
4ENT#5#!/ •
• • •
0enos afectados por la densidad y viscosidad del crudo, el agua o los agentes emulsionantes. /iempo de residencia asociado es relativamente corto. 0eor c"lidad del agua separada. 0ayor fle2ibilidad en cuanto a las variaciones en los volCmenes de producción.
DE!4ENT#5#!/ • • •
upervisión constante. 0ayores costos energéticos y en mantenimiento. Bnstalación de sistemas de carga para mayor control de fluo al equipo.
•
El nivel del agua es la variable m"s dif#cil de manear, ya que un valor alto podr#a hacer que el agua tenga contacto con las parrillas energiadas y halla un corto circuito en el equipo y sus correspondientes daños al sistema eléctrico.
;. DE!##CIÓN DE CRUDO! El propósito de este proceso, es eliminar las sales e impureas que tienen los petróleos crudos. os sólidos en suspensión y las sales disueltas en muy pequeñas gotas de agua, dispersas en el seno del petróleo son e2tra#das en los desaladores ya que es antieconómico decantarlas y eliminarlas por gravedad en los tanques de almacenamiento.
Figura =/ P+(4E( DE +E)B!*4B(! DE PE/+(E(. )eli2 aavedra Iiana
="sicamente el proceso de desalación consiste en precalentar el crudo para disminuir la viscosidad, inyectar agua de lavado o e2enta de sales > el requerimiento del agua de dilución o lavado es usualmente de 9 a R : con respecto a la corriente de crudo. Producir una mecla intima entre ambos, contactarla con el agua residual del crudo y posteriormente separar el agua
conteniendo la mayor proporción de impureas. En definitiva se lleva a cabo la disolución de las sales presentes en el crudo, gener"ndose pequeños electrolitos >gotas?, sensibles a las variaciones de un campo eléctrico. Para lograr la mecla se usan v"lvulas emulsificadoras o mecladores est"ticos. Posteriormente se lo env#a a un acumulador donde se hace fluir la corriente uniformemente a través de un campo eléctrico de alto voltae >56.666 I?, generado por pares de electrodos. as fueras eléctricas dentro del campo provocan que las pequeñas gotitas de agua coalecan, formando gotas m"s grandes que pueden decantar en el equipo. El crudo libre de sales >crudo desalado? sale por la parte superior del equipo. a coalescencia de las gotas en el desolador es provocada por fueras eléctricas generadas entre las gotas de agua. El campo eléctrico induce a que las pequeñas gotas se conviertan en dipolos eléctricos, que interactuan entre si gener"ndose atracciones entre las gotitas agrup"ndose en gotas mayores, que pueden decantar por gravedad.
G.<.
CON!IDER#CIONE! DE DI!E>O
a cantidad de agua requerida en el proceso es una función de la$
•
!alinidad del agua emulsionada del agua resca. Cantidad de agua emulsionada. Eiciencia de me?clado$ Después de la deshidratación el agua remanente en el crudo e2iste como pequeñas gotas de agua dispersas de modo uniforme en el seno del crudo. @n completo meclado de todas esas gotas no es posible. Por lo tanto, es una pr"ctica est"ndar asumir que una fracción S del agua de dilución se mecla completamente con las pequeñas gotas del agua remanente en el crudo, mientras que la porción restante >
•
Ni:el de des3idrataci"n$ Esta es la variable m"s importante para reducir el requerimiento de agua de dilución. a dilución de la salmuera de
entrada para alcanar la especificación de salinidad requerida es inversamente proporcional al nivel de deshidratación alcanado.
Es0eciicaci"n del contenido de sal en el crudo requerida o (T&/ El contenido de sal de crudos puede variar entre 5 T5666 P/= con contenido de agua entre 6 AU 6 :. a salinidad aceptada por cada refiner#a >u oleoducto? var#a entre < y <6 P/=.
;.2.
(RO&EM#! RE#CION#DO! CON E CONTENIDO DE !# DE UN CRUDO
os principales problemas asociados a la presencia de sales en el crudo son la corrosión y la precipitación de escamas. Debido a que las sales son compuestos de tipo polar se disuelven en su gran mayor#a en la fase acuosa.
4ENT#5#! DE DE!##DO DE CRUDO as ventaas que origina el desalado del crudo pueden enumerarse$ <. Bncremento de la econom#a de combustible 5. +educción de las tareas de limpiea. J. +educción de las tareas de mantenimiento G. +educción de la corrosión por sulfuro 9. *umento de la vida Ctil del cataliador.
DE!4ENT#5#! DE DE!##DO DE CRUDO Dentro de las desventaas que posee este proceso, se encuentran$
•
*ltos costos operacionales >*unque la refiner#a es el lugar m"s económico para la desaliniación, los requerimientos de tuber#a a menudo requieren
•
desaliniación de campo? 4on ligeras variaciones de los diversos factores que intervienen en el proceso >calor, desemulsificante, agitación, electricidad y tiempo de residencia? se altera el equilibrio necesario para realiar el adecuado procedimiento.
