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2.- Presencia de Sales en el crudo.
Las sales minerales presentes en el agua salada que forman una emulsión con el crudo (virgen),
forman ácido clorhídrico a través de un proceso de hidrólisis y constituyen la principal fuente de
corrosión en los equipos aguas bajo. Estas sales tienen además, un efecto negativo sobre los
procesos aguas abajo debido a la corrosión y degradación que ocasionan al catalizador. Estas sales
minerales, el agua que las acompaña y los sedimentos son removidos en la sección de desalación.
La salinidad del agua de formación, el tamaño y el % de agua en el crudo, determinan la cantidad
de sales en el crudo. Las sales más comunes son básicamente cloruros metálicos de sodio (NaCl) y
calcio (CaCl2), los cuales existen en solución en el agua.
Las especificaciones sobre el contenido de Sal dependen del tipo de crudo y del proceso de
refinación donde se utilice el mismo. El contenido de sal en un crudo se reporta como PTB (libras
de sal por cada 1000 barriles de crudo neto). Especificaciones entre: 10 a 20 PTB son comunes
para refinerías sencillas. En refinerías complejas pueden llegar hasta valores de 1 PTB como
máximo, para evitar daños a los catalizadores.
NOTA IMPORTANTE: En la deshidratación de crudos, por regla general el porcentaje de agua final
en el crudo deshidratado es inversamente proporcional a la gravedad API del crudo, es decir entre
más baja sea la gravedad API del crudo mayor será el porcentaje de agua final en el crudo
deshidratado (1 a 2 %), y entre más alta sea la gravedad API menor es el porcentaje de agua final
en el crudo deshidratado (0.5 % ó menos).
Este comportamiento induciría a afirmar que se esperaría mayores contenidos de Sal (PTB) en
crudos pesados que en livianos deshidratados. Sin embargo esto no es cierto, ya que por lo
general las aguas de formación asociadas a los crudos livianos, son altamente salinas ó salobres,
por lo que estos al deshidratarse pueden presentar altos valores de PTB.
Es importante su determinación por los problemas de corrosión que puedan originar.
Generalmente se determinan como cloruros realizando una extracción con agua y determinando
en el extracto la cantidad de cloruros presente por cualquier método volumétrico. Actualmente se
utiliza el método ASTM D-3230 que es un método potenciométrico.
Los procesos de desalado se basan en el ingreso al petróleo de agua dulce, en porcentajes que van
del 5 al 10%, para proceder a la deshidratación posterior con algunos de los sistemas conocidos.
Conviene realizar este proceso en yacimientos pues se evitan procesos corrosivos en cañerías y
fondo de tanques de almacenaje; pero en la mayoría de los casos, los yacimientos no poseen agua
dulce y se limitan a deshidratar solamente.
Las ventajas que origina el desalado del crudo pueden enumerarse:
Incremento de la economía de combustible.
Reducción de las tareas de limpieza.
Reducción de las tareas de mantenimiento.
Menor consumo de NH3.
Aumento de la vida útil del catalizador.
Aumento de la eficiencia operativa de la destilería.
Reducción de la corrosión por sulfuro
Aplicación de los desaladores:
La sal en el flujo de crudo presenta serios problemas de corrosión y sarro y debe ser eliminada. La
sal se disuelve en el agua remanente del petróleo crudo. La desalinización retira tanto la sal como
el agua libre residual. Aunque la refinería es el lugar más económico para la desalinización, los
requerimientos de tubería a menudo requieren desalinización de campo.
Cont. Con otra bibliografía:
El contenido en sales inorgánicas, normalmente cloruros sódico y potásico, de los crudos es
inherente a su propio proceso de formación y se encuentran disueltas en el agua que le acompaña
en los yacimientos. Su presencia es perniciosa, incluso en pequeñas dosis, por dos motivos
principales, en primer lugar por su acumulación en los equipos de los procesos, tales como
columnas, hornos, intercambiadores, con el consiguiente ensuciamiento y obstrucción y en
segundo lugar porque al descomponerse dan lugar a los respectivos aniones ácidos, con su
consecuente efecto corrosivo, en el lugar donde se depositen e hidrolicen las sales.
El primer proceso a que se somete un crudo en una refinería es el de desalado para evitar los
problemas indicados anteriormente.
El contenido en sales de un mismo crudo puede variar en el tiempo, dependiendo de las
condiciones de extracción y tratamiento a que es sometido en el yacimiento, por lo tanto su
determinación es siempre necesaria antes de su procesamiento.
Agua y Sedimentos
La presencia de agua y sedimentos en el crudo se debe a la propia localización del crudo, en
yacimientos en los que se impregna con determinadas estructuras sedimentarias y se mezcla con
aguas salinas. Además puede producirse un aporte adicional como consecuencia de toda la
manipulación del crudo en el proceso de extracción, carga y trasporte del mismo.
Los sedimentos, generalmente inorgánicos, pueden ser arenas, arcillas, rocas etc. El agua suele
encontrase libre o en emulsión (pequeñas gotas dispersas entre las moléculas hidrocarbonadas),
en el agua se encuentran disueltas las sales.
La presencia de agua, además de causar problemas de corrosión, puede provocar sobre
vaporizaciones con modificaciones puntuales de la presión en determinados equipos y que pueden
provocar la rotura de los mismos.
3.- Efectos del contenido de sales en el crudo.
La presencia de sales en los crudos presenta varios inconvenientes:
En la producción: el cloruro sódico puede depositarse en las placas sobre las paredes del tubo tras
la vaporización parcial del agua por la pérdida de carga entre el fondo y la cabeza del pozo.
Cuando estos depósitos llegan a ser importantes, el diámetro del pozo disminuye, lo que lleva
consigo una disminución de la producción. Con el fin de evitar este problema se inyecta agua
dulce.
En la refinación: las sales se depositan en las tuberías y en los tubos de los intercambiadores, lo
que disminuye la transferencia de calor y en los tubos de los hornos, lo que crea puntos calientes y
favorece la deposición de coque.
La presencia de sales en el crudo en forma de salmueras es indeseable, pueden originar
problemas tales como:
Corrosión: La presencia de sal en el crudo acelera la velocidad de corrosión en líneas,
equipos, tanques, bombas, etc. Se ha logrado con una buena desalación del crudo
disminuir en más de 90 % la corrosión en los equipos.
Sal metálica + Proceso + metal ---------> Metal + Corrosión
Obstrucción de Equipos: puede ocasionar incremento en la velocidad de taponamiento de
intercambiadores y calentadores.
Siendo el carbonato de calcio la forma más común de taponamiento de tuberías en la industria del
petróleo y su solubilidad es inversamente proporcional a la temperatura.
Procesos de Interferencia: En los procesos de refinación pueden interferir en las
reacciones fisicoquímicas que ocurren en las mismas, así como en el deterioro de los
catalizadores químicos.
Proceso de desalación
Algunos crudos tienen alto contenido de sal y requieren proceso de desalación luego de la deshidratación. Se añade agua fresca y se somete el crudo a un segundo proceso de deshidratación. La desalación es necesaria para evitar daños a los equipos por la formación de cloruros de sales bivalentes. Estas sales pueden ocasionar obstrucción en los equipos y envenenamientos de los catalizadores en procesos de conversión más complejos. el contenido aceptable de sal varía de acuerdo con los contratos de venta, pero generalmente no pueden ser mas de 43 a 57 gramos de sal/ m3 (15 a 20 libras de sal por miles de barriles de crudo, PTB), para refinería sencillas. Para las que tienen procesos más complejos y usan catalizadores, las especificaciones son más exigentes y pueden llegar a 2,9 gr de sal /m3 (PTB). A manera de ejemplo,
el crudo de la segregación Morichal, al sur del estado Monagas, sobrepasa los 290 gr de sal/ m3
(100 PTB) y las contratos de venta.
Clasificación de las sales.
Cuando el crudo entra a la refinería, usualmente contiene una pequeña cantidad de agua, aproximadamente de 0.1 a 1,5% en volumen y cierto contenido de sales producto de la cantidad de sales de calcio, sodio, potasio, magnesio y otros elementos inorgánicos presentes en el pozo.
Otros de los contaminantes contenidos en el crudo cuando este es producido, están compuestos por sólidos tales como partículas de arena finamente divididas, arcillas, carbón, azufre, lodos de perforación y óxidos de hierro e incrustaciones, acumulados durante la producción y el transporte del crudo hasta las refinerías.
Generalmente, las sales del crudo están asociadas al agua presentes en el mismo, por eso la necesidad de remover el agua del crudo surge principalmente de los problemas que la misma puede causar en las operaciones de refinación, especialmente en las destiladoras atmosféricas. Debido a que los cloruros de algunas sales inorgánicas, en especial los de calcios y magnesio, tienden a hidrolizarse en presencia de agua a temperaturas cercanas a 90 0C (200 0F) para formar HCl y ocasionar problemas de corrosión en los topes de loas destiladoras atmosféricas.
CLORURO % TEMP. DE HIDROLIZACION Sódico 75 538Cálcico 15 117Magnesio 10 121
las reacciones de hidrolización son las siguientes:
NaCl + H2O ------------- NaOH + HCl
CaCl2 + 2 H2O ------------- Ca(OH)2 + 2 HCl
MgCl2 + 2 H2O ------------- Na(OH)2 + 2 HCl
UTILIDAD DE LOS DESALADORES.
remueve la sal y otras impurezas del crudo, por lo tanto como ya dijimos estas sales vienen por lo general disueltas en las gotas altamente dispersas que es imposibles, o por lo menos antieconómico removerlas por simple decantación, las impurezas suspendidas en las gotas de agua serán parcialmente removidas durante el proceso de desalado.
CONSECUENCIAS DE UNA MALA DESALACIÓN – DESHIDRATACIÓN.
Supongamos que el crudo desalado de un desalador contiene sal para producir una concentración de 115 ppm de cloruros en el agua condensada del sistema de tope. Si el sistema es sulfuroso y empleamos amoniaco para controlar el pH, el nivel del acido clorhídrico que encontramos inicialmente en el agua condensa llega tan alto como 1150 ppm. Este nivel de acido clorhídrico puede rebajar fácilmente el pH del agua en el punto de roció a 1,5. no existe metal que pueda resistir este nivel de acidez a las temperaturas presentes en el proceso. Esta presencia del acido clorhídrico en el agua del sistema de tope señala la necesidad de dar la máxima importancia a las operaciones del desalado.
Existe una segunda pero menos evidente razón para optimizar las operaciones del desalador, una mala deshidratación o separación del agua en el crudo ocasiona lo siguiente:
1. Aumenta la cantidad de agua que debe condensarse en el sistema tope. La refinería deberá por esto gastar más dinero para vaporizar y después enfriar el agua.
2. Aumenta el volumen de carga, ya que el vapor de agua ocupa 7 a 10 veces más volumen que el crudo en el precalentamiento.
3. Aumento de la presión de la torre de destilación atmosférica. esto puede reducir la cantidad de productos ligeros separados del crudo fraccionado.
4. Pase de agua a la torre y posible desprendimiento de platos, por encima de la zona de vaporización.
5. Eleva la temperatura del punto de rocío del agua en el tope, que conducirá a una condición muy húmeda y corrosiva.
6. Significativos de hidrocarburos en el agua de efluentes de los desaladores.
BASS TEÓRICAS
DESALACIÓN / DESHIDRATACIÓN.
es el proceso mediante el, cual se remueve el agua, las sales y otros contaminantes de un crudo de producción para adecuarlo a su procesamiento en refinería.
este proceso consiste en la remoción de las sales del agua que contienen el crudo por la adición de una corriente de agua fresca que permite diluir la salmuera a concentraciones muy bajas de sales y posteriormente el uso de un proceso electrostático para separar las dos fases y remover los contaminantes presentes en el crudo.
DESALADORES.
Los desaladores son equipos electrostáticos presurizados , generalmente horizontales, es los que se somete la emulsión agua – crudo a un campo eléctrico intenso por medio de dos o mas electrodos. la aplicación del campo eléctrico induce a la formación de dipolos eléctricos en las gotas de agua que forman la emulsión, lo que origina una atracción entre ellas e incremento su contacto y posterior coalescencia.
Como efecto final se obtiene un incremento sustancial del tamaño de gotas, lo cual permite su sedimentación por gravedad.
ETAPAS DEL PROCESO DE DESALACIÓN ELECTROSTATICA.
1. INYECCIÓN DE AGUA FRESCATiene por objetivo mezclar el agua salada presente en el crudo con agua fresca para disminuir la concentración de sales (dilución de la salmuera) y evitar la cristalización. El volumen de agua fresca inyectado debe ser suficiente para que garantice una suficiente dilución.
2. MEZCLA CRUDO – AGUA FRESCA. Ocurre en las válvulas de mezcla o válvulas emulsionantes y tiene por objetivo formar una emulsión con gotas lo suficientemente pequeñas como para promover el contacto intimo entre el agua salada y el agua fresca.
3. COALESCENCIA
Una vez lograda la dilución de la sal por medio del contacto del agua salada con el agua fresca, se debe promover un aumento de tamaño de las gotas de agua para facilitar la sedimentación.El la desalación electrostática esto se logra por medio de la coalescencia ayudada por la presencia de un campo eléctrico. El voltaje de dicho campo da lugar a una polarización de las gotas y una atracción de las mismas. Originando su unión para hacer gotas cada vez mas grandes. Estas gotas crecen a una velocidad altísima, incrementando cada vez su tamaño t dando lugar a una separación y sedimentación casi instantánea del agua presente en el crudo.
4. REMOCIÓN DEL AGUA.Se logra mediante un sistema de control de nivel sensible a una de las propiedades que diferencian la fase acuosa de la fase aceitosa y crudo. la propiedad mas utilizada es la conductividad eléctrica.
CARACTERÍSTICAS DE LOS DESALADORESPRESENTAN LAS SIGUIENTES CARACTERÍSTICAS:
1. por lo general tienen forma cilíndrica y horizontal, pero también existen esféricos2. son alimentados por crudos con una inyección de agua de lavado y demulsionante.3. tienen una válvula de mezcla para poner en contacto el agua de lavado con el crudo. 4. presentan placas internas cargadas eléctricamente.5. poseen transformadores eléctricos para ampliar el voltaje a suministrar al equipo.6. tienen un panel de medición de voltaje y amperaje existen entre cada una de las placas.7. válvulas automáticas de control de nivel de agua y medidores de nivel interno y externo
(remoto y local)8. válvulas a diferentes alturas como respaldo de los medidores de nivel y poder asegurar la
posición de nivel de interfase.
PRINCIPALES VARIABLES DE UN DESALADOREfectos de las principales variables sobre el proceso
La eficiencia global de los desaladores está afectada por varios parámetros operacionales. Algunos de los factores más influyentes son:1. Flujo de alimentación de crudo
Si la carga de crudo se incremento por encima de la capacidad de diseño del sistema de desaladores, se puede esperar una disminución de la eficiencia del desalado.
2. gravedad especifica del crudoLas emulsiones pueden romperse en fases diferenciadas de aceite y agua debido a que el agua tiene mayor densidad que la mayoría de los crudos. La ley se stoke establece que mientras mayor sea la diferencia de densidad entre el crudo y el agua más rápida será la separación entre esos líquidos.
El termino diferencial de densidad crudo/agua de la ley de stoke, tienen importancia decisiva en la desalación, en primer lugar, explica porque los crudos de baja gravedad API (mayor densidad) son usualmente más difíciles de desalar. Cuando la densidad del crudo se acerca a la del agua, las gotas de agua viajan a través del crudo con una velocidad mucho menor. la viscosidad es también un factor influyente ya que los crudos de baja gravedad API son usualmente mas viscoso que los de mayor gravedad API.
3. Temperatura del desalador La temperatura del desalador debe mantenerse en un rango para el cual se diseño el sistema. Fuera de este rango, puede esperarse una perdida en la eficiencia del desalador, a temperaturas excesivas pueden provocar una mala operación debido al desprendimiento de gases del crudo a una mayor conductividad eléctrica del mismo. En general, una mayor temperatura en el desalador tiene efectos beneficiosos en la velocidad de la resolución de la emulsión.
Los efectos de la temperatura sobre la operación del desalador son: incrementar la diferencia de densidad entre las fases crudo y agua disminuir al mismo tiempo la viscosidad de la fase continua (crudo) para favorecer la
coalescencia de las gotas de agua y si posterior decantación. la temperatura de operación en los desaladores comerciales oscila generalmente
entre los 90 y 150 oC, siendo los rangos mas comunes entre 127 y 143 oC. el efecto de la temperatura es fuerte sobre la disminución de la viscosidad del crudo,
pero más bien moderado sobre la diferencia entre las dos fases
Se recomienda incrementar la temperatura cuando se presentan cambios de alimentación con cargas más pesadas, ya que el incremento de temperatura compensa en mayor parte la viscosidad del la carga.
PresiónLa presión del desalador debería estar al menos 20 lpc por encima de la presión de vapor de la mezcla agua crudo dentro del recipiente del desalador. Esto previene la vaporización del crudo y el agua dentro del recipiente. si por alguna razón disminuye la presión en el sistema, podría ocurrir gasificación. Los síntomas de este fenómeno son la formación de arcos eléctricos en la zona de los electrodos, variación en la lectura del voltímetro, excesiva cantidad de agua en el crudo saliendo del desalador y pobre remoción de sal.
caída de presión en la válvula de mezcla.Las funciones del a válvula de mezcla son:General emulsiones con tamaños de gotas lo suficientemente pequeñas como para asegurar estáticamente el contacto de las gotas de agua salada con las de agua fresca y
garantizar así la dilución de la salmuera. Los rangos óptimos de caída de presión so de 5 a 12 lpc para crudos de 25 – 45 API y de 10 a 20 lpc para 15 – 24 API.
Agua de lavado.
Relación optimaEl criterio para definir el volumen de agua a inyectar es el contenido de sales (medido en PTB) y el BS&W en el crudo desalado. Los valores más usuales del contenido de sal varía entre 10 y 200 PTB, siendo los más comunes 20 – 80 PTB. en la mayoría de los desaladores comerciales, la inyección de agua se mantiene entre 6 y 8 % de la alimentación. la relación optima se obtiene son embargo, variando el flujo de agua de lavado y midiendo le contenido de sal y BS&W en el crudo desalado.
Efecto de la baja inyección de agua.el efecto principal de la inyección de agua de lavado es una baja dilución de la salmuera que forman las gotas de agua del crudo. esto es debido a que la población de gotas de agua en el crudo es también baja, a medida que aumenta la distancia entre las gotas de agua, la polarización inducida de las gotas expuestas al campo eléctrico en el desalador, es muy leve como para promover una efectiva coalescencia.
Entre otros variables se tienen
el pH del agua de lavado. densidad del voltaje. nivel de agua del desalador la interfase de lodo
NellysTRATAMIENTO DE CAMPO DE CRUDO Y GAS.INTRODUCCIÓNEn la actualidad dos terceras partes de la producción mundial de crudo se obtiene en forma de emulsión, que necesariamente debe ser tratada.El agua salada fluye con el aceite en forma de baches (más o menos grandes) o como pequeñas gotas dispersas en forma estable en la masa del aceite. En el primer caso se trata de una simple mezcla de aceite y agua. En el segundo de una emulsión.Los problemas de desemulsificación de crudos son cada vez más difíciles de resolver, ya que el aceite producido bajo los modernos métodos de recuperación adquiere un grado mayor de emulsificación. Los métodos de tratamiento de las emulsiones han evolucionado notablemente, desde el simple reposo en vasijas convencionales hasta la aplicación de voltajes eléctricos elevados, pasando por los diferentes métodos mecánicos, térmicos y químicos. Generalmente, el tratamiento de las emulsiones se efectúa combinando los efectos gravitacionales, mecánicos, térmicos, químicos y eléctricos. Aunque el conocimiento de la naturaleza de las emulsiones de agua y aceite han influido en el establecimiento de la tecnología básica para su tratamiento, los
enfoques empíricos para el desarrollo de procesos y productos, en estudios de laboratorio, plantas piloto e instalaciones de campo siguen siendo factores decisivos. El desarrollo de productos químicos que ayudan a la desemulsificación, no es la excepción.Queda manifiesta la importancia de la deshidratación y desalado al nivel más alto posible, mediante la selección apropiada del proceso y equipo de campo.Dentro de un sistema de oleoductos que conducen el aceite a una refinería o a un puerto para su exportación deben manejarse crudos con valores de agua y sal similares a los mencionados en el capítulo II. Si en algún punto del sistema no se obtiene el crudo bajo condiciones aceptables, debe modificarse o instalarse, la planta de deshidratación para no deteriorar el trabajo ya realizado.Conceptos Fundamentales.
a) EMULSIÓN: Una emulsión es una mezcla íntima y estable de agua y aceite. Más rigurosamente, una emulsión en un sistema heterogéneo constituido, por lo menos, por un líquido no miscible disperso íntimamente en otro en forma de gotas, cuyos diámetros son generalmente mayores de 0.10 micras. La estabilidad de dicho sistema puede alterarse por medio de agentes activos de superficie, sólidos finamente divididos, etc.
La fase formada por las gotas aisladas se llama fase dispersa o interna. La fase que forma la matriz en donde las gotas están suspendidas, se llama fase continua o externa.
b) TENSIÓN SUPERFICIAL: La tensión superficial es una propiedad de los líquidos que los distingue de los gases. En el seno de un líquido, las moléculas se atraen entre sí estas fuerzas de atracción, que son una combinación de fuerzas de Van Der Waals y de las fuerzas electrostáticas que están en equilibrio. En la superficie del líquido, estas fuerzas no están balanceadas ya que no hay moléculas de líquido en la parte superior. La resultante es una fuerza perpendicular a la superficie. Puede decirse que la superficie del líquido, por la acción de esta fuerza tiende a contraerse.
c) TENSIÓN INTERFACIAL: Hasta ahora solamente se han considerado las propiedades entre un líquido y un gas, que puede ser el aire o el vapor del líquido. De mayor importancia en problemas de deshidratación, es la existencia de cierta tensión entre dos líquidos, denominada tensión interfacial.Cuando dos líquidos no miscibles se ponen en contacto aparece una interfase. Las fuerzas de atracción que actúan en las moléculas de la interfase de los dos líquidos no están balanceadas, con el consiguiente desarrollo de una tensión interfacial.
BettyLa Formación de las emulsiones.Las emulsiones de aceite y agua son dispersiones de gotas de agua en el aceite, que se vuelven estables por la acción de algunos materiales presentes en el aceite. Este tipo de emulsión es el más común en la Industria Petrolera.Rara vez se encuentra la emulsión inversa, donde la fase dispersa es el aceite y la fase continua o dispersante es el agua.Para formar una emulsión es necesario, además del agua y el aceite, la agitación y la presencia de un agente emulsificante que estabilice la mezcla.Los agentes emulsificantes presentes en el aceite son:- Asfaltenos.- Resinas.- Cresoles.
- Fenoles.- Acidos orgánicos.- Sales metálicas.- Sedimentos.- Arcillas.- Productos de la corrosión.- Sólidos finamente divididos. Etc.
Cada gota de agua es cubierta por una película de agente emulsificante; las gotas quedan aisladas entre sí tanto física como eléctricamente. De la naturaleza de esta película rígida o elástica, depende la estabilidad de la emulsión. Esta película es el resultado de la adsorción de los agentes químicos emulsificantes polares de alto peso molecular (generalmente asfáltenos).El aspecto microscópico de una emulsión de agua en aceite, se ilustra en la Fig. VII.l. Las esferas son gotas de agua dispersas en el aceite. El diámetro de las gotas varía de una micra hasta centenas de micras, aunque la mayoría son de unas 10 micras.Los cambios en el pH de la fase acuosa afectan la naturaleza de la película en forma considerable ( Tabla VII.l ); Siendo inestables a un pH de 10.5.Otros factores que afectan la estabilidad de una emulsión son:- El grado de agitación.- La viscosidad del aceite.La agitación determina el tamaño de las gotas dispersas; a mayor agitación resulta un menor tamaño de gotas y, por lo tanto, mayor estabilidad de la emulsión.Un aceite de alta viscosidad permite mantener gotas grandes en suspensión; por otro lado, a las gotas pequeñas se opone una mayor resistencia al asentamiento.La naturaleza de las emulsiones cambia con el tiempo; la película que rodea a la gota de agua se engruesa y se torna más resistente y la emulsión resulta más estable.
Toma de la muestra de emulsióna) Es difícil fijar una técnica o procedimiento definitivo para la obtención de la muestra de emulsión, ya que los tipos de instalaciones de deshidratación son variables. Sin embargo, pueden señalarse algunas generalidades y precauciones.b) La muestra debe ser representativa de la emulsión que se maneja en la instalación.c) Cuando a la instalación concurren emulsiones con reactivo y no sea posible suspender la inyección de éste, es conveniente investigar separadamente cada emulsión, obteniendo la muestra en el punto inmediato anterior a donde se inyecta el reactivo.d) En ocasiones hay necesidad de obtener muestras individuales limpias de todas las emulsiones que concurren a una instalación y luego recombinarlas en las proporciones con que llegan a dicha instalación.e) En cualquier caso la muestra debe ser tomada bajo las condiciones de turbulencia, temperatura y grado de emulsificación iguales o semejantes a las que prevalecen, en donde se inicia el proceso de deshidratación.f) Si la muestra contiene agua libre debe extraérsele perfectamente
Selección del proceso y equipo
El tratamiento de las emulsiones se realiza en dos etapas básicas: la deshidratación, donde el contenido de agua a 1 o 2%; el desalado, donde se inyecta agua dulce o poco salada que disminuye la concentración de sal del agua remanente.Deshidratación. En esta etapa se remueve el agua libre y las gotas de mayor tamaño. Los agentes químicos Desemulsificantes juegan un papel sumamente importante al promover la coalescencia y acelerar el asentamiento del agua dispersa.La temperatura de tratamiento debe seleccionarse considerando la estabilidad de la emulsión, la temperatura del aceite a la entrada del sistema, la volatilidad del aceite y el costo de calentamiento.Un diagrama del proceso de deshidratación se presenta en la Fig. VII.4. Se incluyen:a) Eliminación del agua libre para evitar el desperdicio de calor (para elevar l 0F se requiere 150 BTU para el agua y 280 para el aceite).b) Precalentamiento donde se aprovecha el calor del aceite tratado que lo cede para precalentar el crudo de entrada.c) Calentamiento para alcanzar la temperatura de proceso seleccionada.d) Unidad de deshidratación donde el contenido de agua se reduce a 0.2-2% de agua.Desalado. En esta segunda etapa el agua residual (0.2-2%) y la salinidad asociada se reduce, mediante la adición de agua de baja salinidad. De acuerdo con los resultados de campo, el volumen de agua de dilución es aproximadamente 2 ó 3 veces el volumen de agua residual. Sin embargo, esta relación podrá variar considerando los siguientes factores:1) La salinidad del agua residual.2) El porcentaje de agua remanente después de la etapa de deshidratación.3) La salinidad del agua de dilución.4) Eficiencia del mezclado del agua de dilución con la emulsión5) Contenido de sal requerido al final del tratamiento.Conviene señalar la importancia de efectuar un mezclado lo más eficiente posible entre el agua de dilución y las gotas de agua residual. Puede decirse que la ineficiencia está dada por el volumen de gotas de agua de dilución que no entran en contacto con las gotas remanentes. Esta mezcla es algo difícil de lograr y, en consecuencia, el proceso empleado para desalar debe ser muy eficaz, ya que generalmente se trata una emulsión más difícil. En la Fig. VII.5 se muestra el diagrama de desalado de crudos.La deshidratación y desalado de crudos deben combinarse, aunque no siempre en la misma planta, para mantener el agua y la sal dentro de especificaciones. Los valores máximos generalmente aceptados son: 1.0% de agua y 100 LMB para manejarse en oleoductos y 0.1% de agua y 10 LMB para refinación o exportación. (Fig. VII.6)En realidad el contenido de agua y sal deben reducirse, antes de su refinación o venta, tanto como sea posible. De esta circunstancia se desprenden ventajas importantes, como fue señalado en la introducción de este capítuloCampo Eléctrico
Todas las refinerías que reciben aceite conteniendo sal, utilizan tratadores electrostáticos. En el campo apenas comienza su empleo, incorporando una sección eléctrica en los tratados convencionales.La base para la unión o coalescencia electrostática de las gotas la proporciona la propia molécula de agua; formada por una parte de oxigeno y dos de hidrógeno que al unirse configuran un campo eléctrico (Fig. VIII.3a) . El centro del componente positivo, el hidrógeno, esta en un extremo y el componente negativo, el oxigeno, esta en el otro. Esto es un dipolo y responde a la aplicación de un campo eléctrico.
Bajo la influencia de un campo eléctrico una gota de agua se deforma elipsoidalmente, como se muestra en la Fig. VII.3b. Con el alargamiento de la gota, la película que la rodea puede romperse, facilitando la coalescencia de gotas adyacentes.De mayor importancia es el desplazamiento de las gotas bajo el efecto eléctrico. Las gotas adyacentes se alinean con las líneas de fuerza del campo eléctrico y con el voltaje de la corriente alterna, las gotas se afectarán 120 veces/seg Fig.VII.3c).Al mismo tiempo el electrodo positivo atrae a las cargas negativas y el electrodo negativo a las cargas positivas. La fuerza de atracción para gotas del mismo tamaño puede expresarse matemáticamente por:
Donde:K; es la constante dieléctrica.E; es el gradiente eléctrico.R; es el radio de la gotaL; es la distancia entre los centros de las gotas.Si la distancia entre partículas disminuye, la fuerza de atracción aumenta en forma notable. La respuesta a la coalescencia ocurre en centésimas de segundo.Un aumento en el gradiente eléctrico podría acelerar el proceso, pero el voltaje fluctúa entre 12 000 y 30 000 volts y varía inversamente proporcional a la densidad del crudo y a la conductividad de la emulsión por tratar
Los problemas operacionales más frecuentes y sus posibles correcciones son las siguientes:
1) Si el tratador mantiene su temperatura y opera correctamente, ajustar la dosificación de reactivo o cambiar el reactivo por otro más eficaz.
2) Si el tratador no conserva la temperatura adecuada, entonces:
a) revisar termómetro y termostatos; b) verificar la operación continua del horno; c) comparar el calor proporcionado y las temperaturas de entrada y salida del aceite, agua y sus volúmenes respectivos. Si el calor requerido es mayor que el calculado, el tratador está sobrecargado. En este caso se puede aplicar un reactivo de separación rápida y se instala un eliminador de agua libre. Si el horno no está sobrecargado, entonces puede haber depositación de hollín o incrustaciones externas.
3) Si en un deshidratador disminuye la altura de la interfase agua-aceite, entonces: a) verificar la operación de la válvula de descarga de agua; b) comprobar que dicha válvula y el sifón no presenten incrustaciones; e) verificar la presión de descarga del drene (cuando el agua se envía a una planta de tratamiento) para detectar contrapresión excesiva; d) observar si hay depósito en el fondo que pueda impedir el flujo al sifón; e) detectar un taponamiento en la línea de salida del aceite; f) revisar la temperatura del aceite; g) indagar al deshidratador por la línea igualadora de presiones y h) comprobar que en la sección de separación de gas no hay canalización de aceite.
4) Cuando los intercambiadores de calor operan deficientemente, es muy probable que los tubos estén picados por la corrosión y hay que cambiarlos.
5) Las fallas más comunes en los tratados electrostáticos ocurren cuando hay intermitencias en el suministro de corriente eléctrica; al disminuir el voltaje la luz piloto se atenúa o desaparece. La acumulación de materiales sólidos en la interfase agua-aceite puede originar un corto circuito. En este caso hay que disminuir la altura de la interfase para normalizar la operación de la unidad. También es recomendable aumentar la temperatura o cambiar de reactivo. Si el mal funcionamiento del tratador no se corrige, habrá que revisar todo el circuito eléctrico.
Fundamentos de la Separación del Agua y del AceiteGravedad.La deshidratación de crudos es esencialmente un proceso de separación por gravedad. La gravedad proporciona la fuerza natural requerida para
remover el agua salada del aceite.Actualmente se dispone de varios diseños de equipo para ayudar a la separación por gravedad, entre los cuales pueden mencionarse los tanques deshidratadores, los eliminadores de agua libre, los separadores de tres fases, los coalescedores mecánicos y los coalescedores eléctricos. Ninguno de ellos separa el agua del aceite, simplemente juegan un determinado papel en el proceso. La aplicación de estas unidades puede ayudar a dificultar la acción de las fuerzas gravitacionales.En estos dispositivos el tiempo de reposo de la emulsión, necesario para que el proceso de deshidratación y desalado se lleve a cabo, limita el volumen de aceite tratado en la unidad de tiempo; o más simplemente, la capacidad de tratamiento depende del tiempo de reposo.El tiempo necesario para que las gotas de menor tamaño se asienten es uno de los factores de diseño más importantes. Esto puede ilustrarse mediante la Ley de Stokes:
donde:
V= Velocidad de asentamiento de la gotag = Aceleración de la gravedadr = Radio de la partículaγ w = Densidad relativa del agua (agua = 1.000)γo = Densidad relativa del aceite (agua = 1.000)μ o =Viscosidad del aceite
Al examinar esta ecuación se destaca el papel que juega la viscosidad y el tamaño de la partícula. La influencia de la acción química de los desemulsificantes, el calor y el campo eléctrico, se revisan brevemente a continuación.
Agentes químicos desemulsificantes.Comúnmente el primer paso en el tratamiento de una emulsión es la adición de compuestos desemulsificantes. Son compuestos formulados con varios productos químicos, tales como glicoles y resinas polioxialquilénicas.El mecanismo de acción de los desemulsificante consiste en romper y desplazar la película de agente emulsificante que rodea a la gota de agua (floculación) y aumentar su tensión superficial y la atracción molecular propiciando la coalescencia. Rara vez un solo compuesto actúa como agente floculante y coalescente; son generalmente dos o más compuestos los que intervienen en la formulación de un desemulsificante.
Otra propiedad deseable en un desemulsificante es la capacidad para humectar los sólidos presentes en la emulsión, para que sean incorporados en el agua separada.La adición del reactivo debe hacerse en un punto desde el cual la difusión garantice un contacto íntimo entre el reactivo y las gotas de agua en dispersión. Puede inyectarse en el fondo del pozo, en el cabezal del pozo, en la batería de recolección o en la planta de deshidratación y desalado.La dosificación de reactivo varía ampliamente según la estabilidad de la emulsión con las condiciones de temperatura, etc. Las dosificaciones más comunes en nuestro país son de 1 a 5 galones de reactivo por cada 1000 barriles de emulsión (GMB).Otras aplicaciones de los desemulsificantes son para mejorar la eficiencia del bombeo neumático en pozos productores de aceite y en la transportación de aceite pesado, donde el reactivo rompe la espuma y la emulsión haciendo el aceite más fluido.Finalmente, con la adición de calor puede removerse hasta un 95% del agua presente en el aceite. La remoción del agua residual es mucho más difícil y deben usarse medios, tales como el campo eléctrico y otros.
Adición de calor.La adición de calor permite un asentamiento más rápido de las partículas de agua, a través de los siguientes efectos:1) Reduce la viscosidad del aceite.2) Por expansión del agua, la película que rodea a las gotas se rompe o se reduce su resistencia.3) Aumenta el movimiento de las moléculas.4) Permite acentuar la diferencia de densidades entre las partículas de agua y el aceite.Cuando sea posible debe aprovecharse cualquier fuente disponible de calor, incluyendo el calor que el aceite trae consigo, cuando procede de formaciones profundas y fluye a gastos altos, como en el caso del crudo del mesozoico de Tabasco-Chiapas.Por otro lado la adición de calor está limitada por razones de economía como puede inferirse de la Tabla VII.2. Se considera un crudo producido en el Distrito Agua Dulce, con una densidad de 0.86 a 20 ºC.Puede verse que la velocidad de asentamiento se duplica para un incremento de 22 °C. Si el radio de la partícula se aumenta de 10 a 100 micras, la velocidad se hace 100 veces mayor para la misma temperatura (43 °C) ó 47 veces mayor para la temperatura de 65 °C.
Esto puede observarse en la propia ley de Stokes, ya que el radio de la partícula aparece elevado al cuadrado.
Lo anterior sugiere que deben buscarse otros medios para aumentar el tamaño de las partículas, sobre todo cuando son de radios menores que 10 micras. En la Fig. VII.2 se muestra la variación de la viscosidad con respecto a la temperatura para diferentes densidades de crudo (Figs. VII.2a, VII.2b, VII.2c).
Cuando se tratan crudos de campos nuevos, su contenido de agua normalmente es bajo y puede continuar bajo si no hay entrada de agua o el avance del contacto agua-aceite es lento. Este es el caso de los crudos del mesozoico del área Tabasco-Chiapas. En estos casos se instala el equipo de desalado pero se diseña para una posible adición del proceso de deshidratación. (Fig. VII.6).Al considerar el tratamiento de crudos de alta viscosidad, la ecuación de Stokes permite resolver varios problemas. Como la diferencia de densidades entre el agua y el aceite es mínima y la viscosidad es alta, debe buscarse la aplicación de mecanismos de coalescencia para aumentar el tamaño de las gotas (ver Tabla VII.2) La aplicación de voltajes eléctricos proporciona los mejores resultados. La temperatura de tratamiento puede determinarse a partir de la Fig. VII.7 en función de la densidad del aceite.1Si por algún motivo se decide emplear tanques deshidratadores, el agua y el aceite se estratificaran en forma alternada, dificultando la separación efectiva de las fases. En otros casos pueden requerirse temperaturas de 100 ºC o mayores, lo cual resulta impráctico desde cualquier punto de vista. De cualquier manera el consumo de reactivo es demasiado alto para obtener al final de cuentos resultados poco satisfactorios. Hay ocasiones en que la aplicación única del proceso de deshidratación es suficiente para producir crudo apenas dentro de especificaciones. Normalmente lo anterior se logra a costa de un alto consumo de reactivo y/o alta temperatura de operación. Puede resultar interesante considerar un proceso adicional de desalado y evaluar las ventajas y desventajas, operacionales y económicas.En general las pruebas de laboratorio son de gran ayuda para la selección del proceso y del equipo de deshidratación y desalado de crudos, a pesar de que la información que proporcionan es estrictamente cualitativa. A continuación se anotan algunas observaciones, que pueden ser de utilidad en la selección de las unidades de deshidratación y desalado. Se comparan los tanques deshidratadores con los tratadores eléctricos y éstos últimos con los tratadores convencionales.Los diferentes tipos de unidades de deshidratación y desalado de crudos pueden compararse considerando los factores operacionales y económicos, además de su disponibilidad en el mercado. En la Tabla VII.3 se especifican los más importantes y se aplican para los tanques deshidratadores y tratadores electrostáticos.La aplicación correcta de cualquiera de estas dos unidades básicamente depende del contenido de agua y sal del crudo a tratamiento y de las especificaciones del aceite tratado. Por ejemplo, si un crudo con 1% de agua y 800 LMB se desea tratar (desalar) para obtener 0.2% agua (máx.) y 25 LMB (máx.), debe usarse un tratador electrostático dentro del proceso de desalado. Lo mismo puede deducirse de la tabla anterior, donde al referirse a la eficiencia de desalado se señala que el deshidratador es “poco eficiente”, ya que no cuenta con ningún tipo de acción, coalescente tal como fibras o campo eléctrico. Esta es una de las mayores desventajas de este tipo de unidades, dejando que el reactivo y el calor aceleren la segregación del agua, con prolongados e inconvenientes tiempos de reposo, por lo cual han caído en desuso en instalaciones relativamente recientes.
A continuación se comparan los tratadores convencionales (termoquímicos) con los tratadores eléctricos.
Las principales ventajas de los tratadores eléctricos sobre los tratadores convencionales, son las siguientes.1) Temperaturas de operación menores: esto produce ahorros en combustible, crudos poco densos (y por lo tanto de mayor valor monetario) por conservar las fracciones ligeras de aceite, mayor volumen de aceite. También resulta menor grado de incrustación y corrosión.2) Menor tamaño de la vasija; la vasija se diseña para una rápida coalescencia y permite el uso de vasijas lo más pequeñas posibles para un determinado volumen de crudo.3) No se utilizan fibras coalescentes las cuales se reemplazan por corriente eléctrica; con esto se elimina la interrupción en la operación para reemplazar o lavar las fibras.4) Costos menores de desemulsificantes; en algunos casos se logra reducir bastante el consumo de desemulsificantes y, en ciertos casos, puede eliminarse.5) Costos de electricidad despreciables; normalmente se gasta menos de diez pesos por cada mil barriles tratados de emulsión.6) Mayor eficiencia al tratar emulsiones difíciles.
Problemas de operación en plantas de deshidratación y desalado de crudos.
Los problemas de operación en las plantas de tratamiento de crudos son variados y se presentan con frecuencia.
Para garantizar la eficiencia de una planta, es necesario que los diversos factores que intervienen (calor, desemulsificante, agitación, electricidad y tiempo de residencia) estén balanceados entre sí. Si uno de estos se modifica, otro tendrá que cambiar a fin de restablecer el equilibrio.
Los cambios bruscos en la naturaleza de las emulsiones son poco frecuentes y pueden deberse a la introducción de una nueva corriente en forma temporal o permanente. En algunos casos debe cambiarse de desemulsificante.
Los productos empleados en estimulaciones ácidas a los pozos y los materiales producidos en la reacción, ocasionan cambios temporales en las emulsiones, cuando se incorporan lentamente en el aceite producido. En algunos casos es necesario tratarlo por separado.
Las variaciones repentinas en la carga que maneja la planta, son una de las causas más comunes de aumento en los contenidos de agua y sal del crudo tratado. La forma más práctica de compensarles, es empleando bombas dosificadoras de reactivo que, en forma automática varíen el numero de emboladas según la señal de carga o presión en la línea.
La revisión periódica de algunos elementos ayuda a eliminar o identificar rápidamente las causas de una operación deficiente.
Los problemas operacionales más frecuentes y sus posibles correcciones son las siguientes:
1) Si el tratador mantiene su temperatura y opera correctamente, ajustar la dosificación de reactivo o cambiar el reactivo por otro más eficaz.
2) Si el tratador no conserva la temperatura adecuada, entonces:
a) revisar termómetro y termostatos; b) verificar la operación continua del horno; c) comparar el calor proporcionado y las temperaturas de entrada y salida del aceite, agua y sus volúmenes respectivos, sabiendo que para elevar 10F el agua requiere 150 BTU y el aceite alrededor del doble. Si el calor requerido es mayor que el calculado, el tratador está sobrecargado. En este caso se puede aplicar un reactivo de separación rápida y se instala un eliminador de agua libre. Si el horno no está sobrecargado, entonces puede haber depositación de hollín o incrustaciones externas.
3) Si en un deshidratador disminuye la altura de la interfase agua-aceite, entonces: a) verificar la operación de la válvula de descarga de agua; b) comprobar que dicha válvula y el sifón no presenten incrustaciones; e) verificar la presión de descarga del drene (cuando el agua se envía a una planta de tratamiento) para detectar contrapresión excesiva; d) observar si hay depósito en el fondo que pueda impedir el flujo al sifón; e) detectar un taponamiento en la línea de salida del aceite; f) revisar la temperatura del aceite; g) indagar al deshidratador por la línea igualadora de presiones y h) comprobar que en la sección de separación de gas no hay canalización de aceite.
4) Cuando los intercambiadores de calor operan deficientemente, es muy probable que los tubos estén picados por la corrosión y hay que cambiarlos.
5) Las fallas más comunes en los tratados electrostáticos ocurren cuando hay intermitencias en el suministro de corriente eléctrica; al disminuir el voltaje la luz piloto se atenúa o desaparece. La acumulación de materiales sólidos en la interfase agua-aceite puede originar un corto circuito. En
este caso hay que disminuir la altura de la interfase para normalizar la operación de la unidad. También es recomendable aumentar la temperatura o cambiar de reactivo. Si el mal funcionamiento del tratador no se corrige, habrá que revisar todo el circuito eléctrico.
