Almacenamiento de Crudos Pesados Unidad i y II

ALMACENAMIENTO Y TRANSPORTE DE CRUDOS

PESADOS

UNIDAD 1.

CONCEPTOS BÁSICOS DE CRUDOS PESADOS Y EXTRAPESADOS. DEFINICIONES BÁSICAS, ORIGEN DE LAS EMULSIONES

UNIDAD II.

DESHIDRATACIÓN DE CRUDOS.

ALMACENAMIENTO Y TRANSPORTE DE CRUDOS PESADOS

Crudos Pesados/Extrapesados

Reseña Histórica

Desde decenios de años se conoce la existencia de depósitos de crudos pesados y extrapesados que hoy atraen la atención de las grandes transnacionales petroleras.

Tal es el caso de la Faja del Orinoco aquí en Venezuela, como también áreas de petróleos pesados y extrapesados en California, Canadá, México y otros sitios.

Las razones por las que estos crudos no se produjeron anteriormente, se deben principalmente a sus características y al hecho de que mejores tipos de crudos (medianos y livianos) se obtenían sin mayores inconvenientes y en abundancia.

Las evaluaciones de los recursos petrolíferos mundiales asomaron la conclusión de que las reservas probadas aseguradas y las probables y posibles por contabilizar en las cuencas sedimentarias conocidas no serían suficientes para abastecer el mundo a largo plazo.


Posiblemente las áreas vírgenes restantes y todavía en espera de estudios y evaluaciones tampoco contribuirán suficientemente a los inmensos volúmenes de petróleo requeridos para el futuro.

Por tanto, las áreas ya conocidas de petróleos pesados y extrapesados comenzaron a tener importancia mundial y a ser estudiadas y evaluadas detalladamente.

Un ejemplo de este esfuerzo lo constituye el estudio la Faja del Orinoco (H. Velarde y J.A. Galavís, CVP/MMH, respectivamente, 1976), en el cual se pronosticó la existencia de 700.000 millones de barriles de petróleo en sitio. Desde esa fecha, la progresiva evaluación de la Faja mediante la exploración sísmica, el taladro y laspruebas de producción indican que el volumen de petróleo en sitio puede ser del orden del billón (1012) de barriles


Reseña Histórica



CaracterísticasUna de las características de los crudos es la fluidez o viscosidad, representada también indirectamente por la densidad o gravedad específica

En la escala °API, los crudos extrapesados caen en el rango 0,0-9,9 °API y los pesados en el rango 10-21,9 °API. Así que el rango general que cataloga a ambos tipos de crudos es 0,0-21,9 °API.

La viscosidad o fluidez de estos crudos es bastante alta, de 500 a 1.500 SUS (Viscosidad Universal Saybolt, que representa el tiempo en segundos para que un volumen de fluido de 60 centímetros cúbicos salga de un recipiente tubular por medio de un orificio, debidamente calibrado y dispuesto en el fondo del recipiente, el cual se ha mantenido a temperatura temperatura constante).



CaracterísticasEn la escala de viscosidad en centipoise, estos crudos tienen una viscosidad entre 1.200 y 95.000 centipoise. Si se considera que el agua tiene, aproximadamente, 1 centipoise de viscosidad, se apreciará la poca fluidez de estos crudos.

La viscosidad es muy importante en el tratamiento y manejo del crudo, desde el yacimiento hasta el fondo del pozo, de aquí a la superficie, y luego en el transporte e instalaciones de refinación. Por tanto, para hacerlos más fluidos y manejables requieren calentamiento o diluentes.

Otras características de estos crudos, es que por peso tienen un alto contenido porcentual de azufre de 1 a 8 %. De igual manera pueden tener un apreciable contenido de sal y también contienen metales (níquel, vanadio y otros) en volúmenes de 100 a 500 ppm y por tanto tienen cierto poder corrosivo. A veces pueden tener también cierta cantidad de sulfuro de hidrógeno, que también es muy corrosivo y venenoso. Todo esto hace que la refinación de estos crudos requiera métodos y tratamientos especiales para mejorar su calidad y obtener los resultados deseados de comercialización.



De los yacimientos de crudos pesados y extrapesados

Generalmente hablando, se dice que los crudos pesados y extrapesados se encuentran a profundidades someras, 1.000 a 1.500 metros (3.280 a 4.920 pies). Sin embargo, también se encuentran a profundidades mayores.

Otra de las características de las formaciones que conforman los yacimientos decrudos extrapesados y pesados es que son arenas no consolidadas, o sea que los granos de arenas tienen poca adhesión entre sí y por lo tanto son bastante sueltos.

Muy característico de la mecánica y comportamiento de la producción de los yacimientos de crudos pesados es que el volumen extraíble inicial está entre 3 y 10 %

Otras de las características de este tipo de crudos es que están acompañados de muy poco gas, situación que no ayuda al mecanismo natural de producción del yacimiento y al flujo ascendente del petróleo por la sarta hacia la superficie. Por tanto, difícilmente son pozos de flujo natural.


La deshidratación de crudos

Es el proceso mediante el cual se separa el agua asociada con el crudo, ya sea en forma emulsionada o libre, hasta lograr reducir su contenido a un porcentaje previamente especificado. Generalmente, este porcentaje es igual o inferior al 1 % de agua.

Una parte del agua producida por el pozo petrolero, llamada agua libre, se separa fácilmente del crudo por acción de la gravedad, tan pronto como la velocidad de los fluidos es suficientemente baja. La otra parte del agua está íntimamente combinada con el crudo en forma de una emulsión de gotas de agua dispersadas en el aceite, la cual se llama emulsión agua/aceite (W/O),


La Teoría de la Emulsión

Una emulsión es una mezcla de dos líquidos inmiscibles, uno de los cuales esta disperso como gotas en el otro.

El líquido que está en pequeñas gotas es la fase interna o dispersa, mientras que ellíquido alrededor de las gotas es la fase externa o continua.

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 continua.


La Teoría de la Emulsión


Tipos de Emulsiones

Las emulsiones se clasifican de acuerdo a cual fase está continua o dispersa:

Emulsiones de agua en Petróleo (W/O)

El agua está dispersa en el petróleo. El agua es la fase dispersa o interna y el petróleo es la fase externa o continua. Este tipo de emulsión es denominada Emulsión regular.

Estas emulsiones pueden tener un contenido de agua desde trazas hasta 90%. El tratamiento de este tipo de emulsiones se denomina deshidratación


Tipos de Emulsiones

Emulsiones de petróleo en agua (O/W)

El petróleo está disperso en el agua. El petróleo es la fase dispersa o interna. El agua es la fase continua o fase externa. Este tipo de emulsión es denominada emulsión reversa.

Son las emulsiones más frecuentes en el agua que ha sido separada del petróleo en el proceso de deshidratación.

Emulsiones Múltiples

No es muy común encontrar simultáneamente ambas emulsiones. Son muy frecuentes en crudos de fosas y tanques de almacenamiento donde se han mezclado varios tipos de emulsiones por periodos de tiempo largos.


Tipos de Emulsiones

Otra terminología en la industria petrolera es clasificar las emulsiones directas producidas como duras y suaves.

Una Emulsión Dura es muy estable y difícil de romper, principalmente porque las gotas dispersas son muy pequeñas.

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.


Formación de una Emulsión

Para la formación de emulsiones estables se necesitan tres factores básicos:

Los dos líquidos deben ser inmiscibles: Petróleo y Agua.

Debe existir un agente emulsificante.

Agitación.


Agentes Emulsificantes

Compuestos naturales surfactantes:

•Asfáltenos

•Resinas conteniendo ácidos orgánicos y bases.

•Ácidos nafténicos. •Ácidos carboxílicos.

•Compuestos de azufre.

•Fenoles.

•Cresoles.



Sólidos finamente divididos:

•Arena, finos de formación, esquistos

•Parafinas.

•Asfáltenos precipitados. •Lodos de perforación.

•Fluidos para estimulación.

•Inscrustaciones minerales.

•Productos de la corrosión ( óxidos, sulfuros de hierro).



Químicos de producción añadidos:

•Inhibidores de corrosión

•Biocidas.

•Limpiadores. •Surfactantes.

•Agentes humectantes.


Energía de agitación

Reductores (Chokes)

Caídas de presión

Bombas

Curvaturas de líneas de flujo

Agitación normal del sistema de producción del pozo (Gas lift, bombas electrosumergibles, etc.)


Una emulsión es estable si para romperla se requiere algún tipo de tratamiento:

FísicoQuímicoMecánicoTérmicoEléctrico

Estabilidad de una Emulsión


Factores que Afectan la Estabilidad de una Emulsión

ViscosidadAlta viscosidad, mayor resistencia a fluir. Un petróleo con alta viscosidad requiere más tiempo para que las gotas decanten o colaescan. Si un líquido de alta viscosidad es calentado, la viscosidad disminuye y fluye más fácilmente.

Porcentaje de AguaUn pequeño porcentaje de agua en el petróleo emulsifica más fuerte y permanente. En general la severidad de una emulsión usualmente disminuye cuando la cantidad de agua producida se aproxima o sobrepasa la cantidad de petróleo producido.

Menor porcentaje de agua, mayor estabilidad



Gravedad específicaLa gravedad específica no debe ser confundida con la gravedad API. La gravedad específica de un líquido es el peso de una cantidad dada de líquido a una temperatura dada, comparada con el peso de un volumen igual de agua a la misma temperatura.

Grados API = 141.5 - 131.5 G. E

A mayor gravedad específica, mayor estabilidad de la emulsión, en consecuencia, a menor gravedad API, mayor estabilidad de la emulsión.



Sólidos disueltos totales.Los sólidos disueltos totales (TDS) o salinidad del agua, también influyen en la tasa de asentamiento. Aguas más pesadas, mayor velocidad de asentamiento. Las emulsiones de agua fresca son usualmente más difíciles de tratar.

A menos TDS mayor estabilidad de la emulsión

Edad de las emulsionesCon el tiempo, el agente emulsificante puede migrar a las gotas de agua dispersas y revestirlas completamente. Sólidos (parafinas, arcillas, arenas, etc.) pueden también revestir las gotas de agua emulsificadas.

Emulsiones añejas estabilizadas, pueden requerir altas ratas de químico y para tratarlas requieren otro tipo de químico que las emulsiones frescas.



Tipo de crudoLos crudos con aceite de base parafínica usualmente no forman emulsiones estables, mientras que los crudos nafténicos y de base mixta forman emulsiones estables.

Ceras, resinas, asfáltenos y otros sólidos pueden influenciar la estabilidad de la emulsión. En otras palabras, el tipo de crudo determina la cantidad y tipo de emulsionantes naturales.


¿Cómo Disminuir la Formación de la Emulsión?

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 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.


Métodos de tratamientos de las Emulsiones

Una teoría de demulsificación sugiere que el emulsificante es desactivado mediante la adición del demulsificante a través de la Neutralización, cambio en el pH o pérdida de la solubilidad.

Otra teoría es que el agente emulsionante esta compuesto por cuerpos polares y funcionan por medio de cargas electrónicas. Cualquier distorsión de estas cargas mediante moléculas cargadas de electrones, romperá el emulsificante.



Los factores que involucran el tratamiento de las emulsiones incluyen:

Rompimiento de la película alrededor de las gotas de agua y coalescencia para producir gotas más grandes.

Asentamiento de las gotas de agua durante o después de su coalescencia.



Los métodos más comunes para el tratamiento de emulsiones son:

Térmico

Químico

Mecánico

Eléctrico



Tratamiento Térmico

Incrementa el movimiento y frecuencia de colisión o choque de las gotas

Incrementa la diferencia de densidades

Reduce la viscosidad del petróleo

Incrementa la velocidad de asentamiento de las gotas de agua

Promueve la coalescencia

Tratamiento costoso, disminuye valor del petróleo (por pérdidas de livianos)



Tratamiento Químico

Principio de acción:Aplicación de agentes demulsificantes que atacan a las sustancias emulsificantes para romper la emulsión

Ventajas:Bajo costo de instalación de equipos, procesos sencillos y deshidratación sencilla.



Tratamiento Químico

El éxito del tratamiento del petróleo emulsionado depende de:

Adecuada cantidad del químico más eficiente.

Suficiente agitación para permitir una buena mezcla del químico con la emulsión

Cuando fuere necesario, la adición de calentamiento para facilitar el rompimiento de la emulsión

Suficiente tiempo para permitir el asentamiento del agua liberada.

Adecuado manejo de gas antes del asentamiento



Tratamiento Mecánico

Básicamente existen 4 aparatos mecánicos usados para el asentamiento del agua:

Tanques de asentamiento Piscinas o fosas de asentamiento Tanques de lavado Separador horizontal trifasico (FWKO)


Métodos de tratamientos de las EmulsionesTratamiento Eléctrico

Polariza las gotas con cargas inducidas de superficie

Deforma las formas esféricas de las gotas a forma elíptica

Incrementa la distorsión en el área superficial interrumpiendo la película interfacial

Resulta en mejor coalescencia

Equipos de Campo

Separadores

Free water Knockouts

Tanques de asentamiento (Settling Tanks)

Gun Barrels (Tanques de lavado)

Heater Treaters (Tratadores térmicos)

Chemelectrics (tratadores electrostáticos)

Desalting Units ( Unidades de desalado)

Separadores (Bifásicos/trifásicos)Separación del gas natural de los líquidos producidos

Combina: Gravedad, tiempo, procesos mecánicos y ocasionalmente químicos

El tamaño depende del flujo del gas natural o líquidos dentro del separador

Tienen varios diseños: vertical, horizontal y esféricos

La mayoría son bifásicos: separar gas y líquidos

Trifásicos: separan el gas natural, hidrocarburos líquidos y agua libre

Presiones de operación de los separadores dependen de la presión de flujo de los pozos, presión de operación deseada por el operador

Separador Horizontal Trifásico

Free Water Knockouts(FWKO)

Usado para separar el gas y agua libre del petróleo emulsionado

El diseño puede ser horizontal o vertical

El tamaño depende del tiempo de retención deseado y del volumen del fluido a tratar

Los métodos usados para la separación son: tiempo, gravedad, mecánicos y algunas veces químico

Cuando el calentamiento tiene que ser usado para romper la emulsión, se ahorra mucho combustible con el uso de los FWKO

Free Water Knockout

Tanques de AsentamientoUsado en muchos campos viejos de petróleo

La emulsión entra al tanque y es distribuida hacia el fondo del tanque a través de un distribuidor

El petróleo limpio fluye hacia la parte superior

Las fracciones livianas del petróleo producido tienden a escapar disminuyendo la gravedad y el volumen del petróleo

Nunca se selecciona un tanque de asentamiento cuando prime el factor económico

Tanque de Asentamiento

Tanques de LavadoUsualmente combinan métodos térmicos, químicos, tiempo, gravedad, mecánico

El tanque de lavado es básicamente un tanque de asentamiento que tiene adaptado un tubo separador de gas en la parte interna o externa del tanque

Opera bajo el principio de diferencia de densidades

La emulsión entra por la parte superior del tanque, pasa por el tubo conductor y se riega en el fondo por medio del distribuidor (spreader)

La emulsión asciende a través de la zona de agua que ayuda a la coalescencia de las gotas y permite suficiente tiempo de retención para que las fases se separen

El petróleo limpio, el gas y el agua salen por sus respectivas tuberías.

Tanque de Lavado

Tratadores

Usualmente combinan métodos térmicos, gravitacionales, mecánicos y químicos para romper la emulsión

El diseño puede ser horizontal o vertical

El tamaño depende de la cantidad de fluido a tratar

La emulsión entra a través de un intercambiador de calor y pasa a un tubo conductor

El agua libre cae al fondo, la emulsión fluye hacia arriba y horizontalmente dentro de una segunda sección de la vasija donde el agua se separa de la emulsión y cae al fondo

El aceite limpio se remueve a través de su salida

Tratador Térmico

Tratador ElectrostáticoSimilar a un tratador térmico horizontal, excepto que adiciona alto voltaje, corriente alterna y mallas eléctricas

La emulsión entra por la parte superior, pasa a través de un intercambiador de calor y sube a un campo eléctrico donde las gotas reciben una carga eléctrica, haciendo que se muevan rápidamente y choquen unas con otras con bastante fuerza para unirse, formar grandes gotas y luego caer al fondo

El sistema eléctrico consiste en un transformador y electrodos

Con unidades electrostáticas es posible usar menores temperaturas de tratamiento que con otros tipos de tratadores

Tratador Electrostático

Unidades de DesaladoSon usados donde salmueras fuertes (alta salinidad) son producidas conjuntamente con el petróleo

Funcionan usando agua de lavado (agua fresca), para que el agua que pase con el crudo tenga una baja concentración de sal

Generalmente usan precipitación electrostática. El voltaje aplicado entre electrodos es de 2000 a 4000 voltios/pulgada. La fuente de energía es de 220-440 voltios y el voltaje final es de 13000 a 35000 voltios

El porcentaje de agua debe ser suficiente para asegurar contacto con impurezasinsolubles en petróleo, principalmente sal y obtener una densidad óptima de gotas (gotas por unidad de volumen) en el campo eléctrico

El rango más satisfactorio es entre 5% y 7% con respecto a la carga del crudo

Sistema Deshidratación / Desalado dos fases

DemulsificantesModifican la tensión superficial

Actúan sobre los agentes emulsionantes

Dispersan los sólidos que estabilizan la emulsión

En este proceso se neutralizan las cargas repulsivas entre gotas con la aplicación de demulsificantes y se disminuye el número de sólidos filtrables que recubren las gotas con agentes humectantes; permitiendo la formación de gotas más grandes que precipitan más fácilmente.

PUNTOS DE INYECCIÓN DEL DEMULSIFICANTE

Los demulsificantes deben ser aplicados en los puntos donde se asegure la máximadispersión del químico en el fluido a tratar:Cabezal del pozoManifoldRecirculaciónOtros

Selección del Demulsificante

Es necesario definir el tipo de emulsión. Se realiza a través de Pruebas de Botella que es un procedimiento que consiste en simular las condiciones de operación con diferentes demulsificantes, para identificar el químico con el cual se obtiene una mejor separación.

También se usa para determinar dosis aproximadas de trabajo.

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