Conceptos Basicos de Instalaciones Superficiales 1era Parte._ammRppt

8/12/2019 Conceptos Basicos de Instalaciones Superficiales 1era Parte._ammRppt

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Conceptos Basicos de Instalaciones Superficiales

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Ing. Analinda Marina Maysse Roque


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Introduccin:1.1 El Sistema de Produccin

1.1.2 Proceso de Produccin1.1.2.1.Mtodos de Produccin

1.2. Flujo Multifasico en Tuberas1.2.1 Flujo de Fluido en el Pozo y en la Lnea de Flujo

1.3.Propiedades Fsica de los Fluidos1.3.1 Viscosidad1.3.2 Viscosidad Absoluta o Dinmica1.3.3 Viscosidad Cinemtica1.3.4 Densidad

1.4. Regimenes de Fluidos en Tuberas : Laminar y Turbulento

1.4.1 Numero de Reynolds1.5. Ecuacin Fundamental de Flujo de Fluidos en una Tubera1.5.1 Ecuacin de Bernoulli1.5.2 Problemas ( Ejercicios )

Contenido


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2 Fases2.1 Concepto2.2.Clase de Sistema2.3 Ecuacin de Estado2.4 Termodinmica, Concepto2.5 Equilibrio lquido-Vapor.2.6 Fluidos de produccin.

2.6.1. Definicin2.6.2. Tipos,2.6.3. Clasificacin.

3. Manejo de Crudo en Estaciones Recolectoras3.1 Estaciones Recolectoras Convencionales

3.1.1 Descripcin de Equipos3.1.2 Operacin3.1.3.Diagrama de Flujo

3.2 Estaciones Recolectoras de Nuevas Tecnologas3.2.1 Descripcin de Equipos3.2.2 Operacin3.2.3 Diagrama

3.2.4 VentajasDesventajas del uso d esta nueva tecnologia

Contenido


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4Separacin de GasLquido:4.1.Concepto4.2 Mecanismo de Separacin.4.3 Secciones Bsicas4.4. Criterios para un Diseo Optimo,4.5.Seleccin de Sistemas de Separacin.

5. Separacin Bifsica y Trifsica:5.1.Separadores Bifsico,5.1.1 Operacin5.1.2 Componentes internos, partes,5.1.3.Clasificacin. Dimensionamiento.

5.2. Separadores Trifsicos5.2.1 Operacin5.2.2.Componentes internos, parte,5.2.3.Clasificacin , Dimensionamiento.

5.3. Eliminadores de agua libre (FWKO),5.3.1 Principios de funcionamiento,5.3.2 Operacin, Aplicacin, criterios de seleccin.

Contenido


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5.4 Separadores API,5.4.1 Principios de operacin,5.4.2 Componentes, Tipos,

5.5 Separadores de placas5.5.1 Descripcin5.5.2 Funcionamiento

5.6 Tanques Desnatadores

5.6.1 Descripcin5.6.2 Funcionamiento5.7.Unidades de flotacin.

5.7.1 Descripcin5.7.2 Funcionamiento

6. Calentamiento del Aceite en Instalaciones de Superficie:6.1 Calentamiento de crudo:

6.1.1.Propsito, ventajas y desventajas,6.1.2.Aplicacin, clculo de capacidad de calentamiento requerida,6.1.3 Diagnostico de necesidades de calentamiento.6.1.4.Tipos de calentamiento,6.1.5. Eficiencia de calentamiento.

Contenido


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7.5. Variables de control del proceso de deshidratacin.7.5.1 Causas principales que inciden en la desviacin del proceso de deshidratacin7.5.2.Acciones preventivas y correctivas7.5.3 Diagrama causa efecto de procesos representativos.

8. Almacenamiento:

8.1. Clasificacin de Tanques de Almacenamiento8.1.1Tanques de techo fijo,8.1.2.Tanques de techo fijo con membrana flotante8.1.3 Tanques de Techo Flotante

8.2 Elementos que conforman un tanque de almacenamiento8.2.1.Sistema de drenaje, sistema de medicin8.2.2 Sistema de flotacin del techo,

8.2.3.Boca de aforo, sistema de succin, sistemas perifricos, sistemas de proteccin8.2.4 Facilidades de Drenajes de tanques ( drenaje manual, drenaje

automtico, equipos de control de drenajes )8.3 Perdidas por Evaporacin.

8.3.1 Perdidas por Evaporacin en tanques de techo fijo y techo flotante8.3.2 Perdidas por Movimiento

Contenido


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9. Medicin9.1. Medicin en tanques (Medicin Esttica)

9.1.1. Medicin de nivel en tanques9.1.1.1Medicin Directa9.1.1.2 Medicin Indirecta

9.1.2 Ejercicios9.2 Determinacin de Agua Libre .

9.2.1 Mtodos de aplicacin.9.2.2 Ejercicios

9.3. Determinacin de Temperatura.9.3.1. Concepto9.3.2. Norma de Aplicacin9.3.3. Procedimiento

9.3.4 Ejercicios9.4 Toma de muestra de crudo en tanques

9.4.1.Muestras de nivel9.4.2.Muestra corrida,9.4.3 Muestra Compuesta,9.4.4.Toma muestras automticos,

Contenido


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9.5. Determinacin en Laboratorio de la Gravedad API y Contenido de A&Saplicacin de mtodos de anlisis ( Ejercicios )

9.6. Determinacin del volumen de crudo neto (Correccin de la gravedadAPI por temperatura y contenido de agua. ) Ejercicios

10 Transporte de Crudo

10.1 Transferencia de Crudo en la Misma Instalacin10.2 Transferencia de Crudo entre Instalaciones10.3 Control de las Especificaciones de la Calidad del Crudo para entrega a

Clientes10.4 Elaboracin de Mezclas10.5 Metodologa a aplicar10.6 Ejercicios de Aplicacin

11 Bombeo:11.1 Introduccin a los sistemas de Bombeo de Crudo11.2 Clasificacin de las Bombas segn su aplicacin11.3 Tipos de Bombas11.4 Arreglo de los sistemas de Bombeo

11.4.1 Ejercicios

Contenido


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11.5 Proteccin del sistema de bombeo (Sistemas de seguridad deproteccin de oleoductos, bombas, tanques de almacenamiento,)

11.6 Control del Bombeo

12 Medidas de Seguridad en la Industria Petrolera

12.1 Procedimientos Operacionales.12.2 Procedimiento para sacar fuera de servicio tanques dealmacenamiento

12.3 Medidas de seguridad para personal de medicin de tanques

Contenido


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PROGRAMACION DEL CURSO

Pre- test

ContenidoObjetivos

Introduccin

DesarrolloPost- test


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ObjetivosProporcionar al participante las herramientas necesarias que lepermitan:

El conocimiento del sistema de produccin desde el yacimiento hasta la

adecuacin de crudo para su disposicin final

Conocimiento de todos los equipos asociados a las instalaciones deSuperficies

Manejo Optimo y Adecuacin de los volmenes de crudo y agua a fin de

lograr la calidad requerida para su disposicin.

Asegurar en Calidad y Cantidad de los volmenes de crudos extrados,

mediante la cuantificacin adecuada, utilizando mtodos de medicin esttica

y dinmica.


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ESTACINDE FLUJO

LNEASDE

FLUJO

DESHIDRATACIN / ALMACENAMIENTO

100000Bls

100000Bbl.

RecolectarProducir Transportar AlmacenarTratar

CABEZAL DEL

POZO

POZOINYECTOR

TRATAMIENTO DE AGUAS

VAPOREMBARQUE

C

L

IE

N

T

E

COMPRESINPLANTA DE

INYECCIN Y DISTRIBUCIN

DE GAS A ALTA PRESIN GAS AVENTAS

PROCESAMIENTO

YACIMIENTO


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Uno del proceso ms importante de la industria del petrleo

corresponde a las instalaciones superficiales, lo cual

poseen varios sub. procesos, como la separacin gas-

liquido, el bombeo ,el almacenamiento y deshidratacin

del crudo as como la medicin de los hidrocarburos, el

manejo del hidrocarburo desde las estaciones de flujo

en los campos de produccin hasta su punto final de

destino.

Se comenzara con un estudio completo sobre los fluidos de

produccin, donde se detallan cada uno de los ellos para


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determinar sus caractersticas con la que podemos

disponer y detallar sus ventajas.

Existen varias razones que justifican por que el crudo es

comercializado en base a su gravedad, el crudo de mayor

gravedad demanda mayores precios y la presencia de aguaes un elemento indeseable que debe ser eliminado, bajo

este punto de vista se estudiaran las emulsiones, los

factores que influyen en su estabilidad, la viscosidad,temperatura y la aplicacin de mtodos qumicos o

mecnicos


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El agua presente en el crudo, es un elemento no deseado,

es un contaminante y por lo tanto debe ser eliminada,

estudiaremos los mtodos qumicos y mecnicos para su

tratamiento, antes de su disposicin final.


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EL SISTEMA DE PRODUCCION

El sistema de produccin, esta formado por el yacimiento, la

completacion, el pozo y las facilidades de superficies. El

yacimiento es una o varias unidades de flujo del subsuelo

creadas o interconectadas por la naturaleza, mientras que la

completacion (Perforaciones o Caoneo), el pozo y las

facilidades de superficies infraestructura construida por el

hombre para la extraccin, almacenamiento, medicin,

tratamiento y transporte de los hidrocarburos extrados de los

yacimiento


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PROCESO DE PRODUCCION

El proceso de produccin en un pozo de petrleo, comprende el

recorrido de los fluidos desde el radio externo de drenaje en el

yacimiento hasta el separador de produccin en la estacin de

flujo.

Existe una presin de partida de los fluidos en dicho proceso que

es la presin esttica del yacimiento Pws, y una presin final o

de entrega que es la presin del separador en la estacin deflujo Psep


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METODOS DE PRODUCCION

Cuando existe una tasa de produccin donde la energa con la

cual el yacimiento oferta los fluidos, en el nodo, es igual a la

energa demandada por la instalacin ( Separador y conjunto de

tubera, lneas), se dice entonces que el pozo es capaz de

producir por FLUJO NATURAL.

Cuando la demanda de energa de la instalacin , en el nodo,

que siempre mayor que la oferta del yacimiento para cualquiertasa de flujo, entonces se requiere el uso de una fuente externa


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METODOS DE PRODUCCIONCont

de energa con fines de levantar los fluidos desde el fondo del

pozo hasta el separador, es lo que se denomina mtodo de

LEVANTAMIENTO ARTIFICIALEntre los mtodos de levantamiento artificial de mayor

aplicacin en la industria petrolera se encuentran :

Levantamiento Artificial por Gas, (L.A.G), Bombeo Mecnico

(B.M.C), por cabillas de succin, Bombeo Centrifugo Sumergible(B.E.S), Bombeo de Cavidad Progresiva (B.C.P) y Bombeo

Hidrulico.(B.H.R).


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METODOS DE PRODUCCION Cont

El Objetivo de los mtodos de Levantamiento Artificial, es

minimizar los requerimientos de energa en la cara de la arena

productora con el objeto de maximizar el diferencial de presin a

travs del yacimiento y provocar, de esta manera , la mayor

afluencia de fluidos sin que generen problemas de produccin,

arenamiento, conificacion de agua, etc..


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FLUJO MULTIFASICO EN TUBERIASEl estudio del flujo multifasico en tuberas permite estimar la presin

requerida en el fondo del pozo para transportar un determinado caudal

de produccin hasta la estacin de flujo en la superficie. El objetivo del

presente desarrollo, nos permitir determinar mediante correlacionesde flujo multifasico en tuberas (FMT), la habilidad que tiene un pozo

para extraer fluidos del yacimiento.

Flujo de Fluidos en el pozo y en la lnea de flujo.

Durante el transporte de los fluidos desde el fondo del pozo hasta el

separador en la estacin de flujo, existen perdidas de energa tanto en

el pozo como en la lnea de flujo en la superficie.


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La fuentes de perdidas de energa provienen de los efectosgravitacionales, friccin y cambios de energa cintica.

Propiedades Fsica de los Fluidos

La solucin de cualquier problema de flujo de fluidos requiere un

conocimiento previo de las propiedades fsicas del fluido en cuestin,

Valores exactos de las propiedades de los fluidos que afectan a su

flujo, principalmente la viscosidad y el peso especifico, han sido

establecidos por muchas autoridades en la materia para todos los

fluidos utilizados normalmente .


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Viscosidad.La viscosidad expresa la facilidad que tiene un fluido para fluir cuando

se le aplica una fuerza externa.

Viscosidad Absoluta o Dinmica.

La unidad de viscosidad dinmica en el sistema Internacional (SI) es el

Pascal Seg (Pa s) .

Viscosidad Cinemtica.

Es el coeficiente entre la viscosidad dinmica y la densidad, en el SI es

el metro cuadrado por seg. (m2 seg ) . La unidad CGS correspondiente

es el Stoke (St) con dimensiones de cm2 seg. y el centiestoke (cSt) 10

2 stoke que es el submltiplo mas utilizado


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Densidad.La densidad de una sustancia es su masa por unidad de volumen, la

unidad de densidad en el sistema internacional (SI) es el kilogramo por

metro cbico y se denota (Rho)

Volumen Especifico.

El volumen especifico es el inverso de la densidad, y sus unidades son

m3 Kg


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Regimenes de Flujo de Fluidos en Tuberas: Laminar y

Turbulento.

Numero de Reynolds.

Las investigaciones de Osborne Reynolds han demostrado que el

rgimen de fluidos en tuberas, es decir, si es laminar o turbulento,depende del dimetro de la tubera, de la densidad y la viscosidad del

fluido y de la viscosidad del flujo, el valor numrico de una combinacin

adimensional de estas cuatro variables, conocido como el numero de

Reynolds, puede considerarse como la relacin de las fuerzas

dinmicas de la masa del fluido respecto a los esfuerzos de

deformacin ocasionados por la viscosidad.


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El numero de Reynolds es :

Donde :

Dimetro interno de la tubera ( pulgadas)

Velocidad media del fluido ( pie/seg.)

Densidad del fluido ( lbs/pie3)

Viscosidad del fluido en centipoise.


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Para estudios tcnicos, el rgimen de flujo en tuberas se consideracomo laminar si el numero de Reynolds es menor de 2.000 y turbulento

si el numero de Reynolds es mayor a 4.000. Entre estos dos valores

esta la zona denominada CRITICA donde el regimen de flujo es

impredecible, pudiendo ser laminar, turbulento o de transicion,

dependiendo de muchas condiciones .

Flujo Laminar Flujo en Zona Critica Flujo Turbulento


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Ecuacin Fundamental de Flujo de Fluidos en una TuberaLa ecuacin de Bernoulli es una ecuacin fundamental en la dinmica

de los fluidos y es una forma de la conservacin de la energa

mecnica aplicada a la circulacin de un liquido en estado estacionario

o permanente , fue deducida por Daniel Bernoulli en 1.738.Varios son los problemas prcticos que pueden ser analizados y

resueltos como por ejemplo el calculo de la altura efectiva de una

bomba, el calculo de tuberas de oleoductos, tuberas de agua, el

estudio de la circulacin sangunea y algunas otras aplicaciones


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Ecuacin de Bernoulli

Donde:

Presin manomtrica (Lbs/pulg2)

Densidad del fluido ( Lbs/pie3)

V Velocidad media del fluido ( pie/min)g Gravedad ( 32.2 pies/seg2)

Y Altura o elevacin sobre el nivel de referencia


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Clasede Sistemas


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Grfico donde se representa la Presin contra la Temperatura,mostrando las condiciones bajo las cuales varias fases de una

sustancia pura pueden estar presentes

Diagrama Presin - Temperatura


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Ecuaciones de Estado

Funciones Matemticas que relacionan las PropiedadesTermodinmicas, reproduciendo las Condiciones de Equilibrio de

diversos Sistemas.

Las variables de una Ecuacin de Estado slo dependen de lascondiciones en que se encuentra el sistema en un momento

determinado

Se evalan propiedades de sustancias puras y de mezclas, tales como:

Densidad de las fases lquida y vapor

Presin de vapor

Propiedades crticas

Relaciones de equilibrio, entre otros


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Los Gases Ideales son relacionados con las ley de Boyle-

Charles, la cual relaciona P y V directamente con la T.

Si a esta ecuacin se le adiciona proporcionalmente laconstante R normalmente llamada la constante universal

de los gases, el resultado prctico es lo que se conoce el

concepto de la Ecuacin de Estado para Gases Ideales.

TRnVP

Ecuaciones de Estado para Gases Ideales


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Ecuaciones de Estado para Gases Reales

Existen un gran nmero de ecuaciones que describen un elcomportamiento de un gas real, las cuales son empricas y se

relacionan a un set de data usando una o mas constantes empricas.

Correlacin de Van der Waals

donde a y b son constantes de correlacin y dependen del tipo de gas y

TRba

P

2

es el volumen molar

TRnZVP


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Cambios de Estados en la Tubera de Produccin


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Que es Termodinmica ?

Es la ciencia que estudia los Estados y cambios de

Estados de un Sistema fsico las interacciones entre

los sistemas que acompaan estos cambios de

Estados

Clsica : Se relaciona con Estados en Equilibrio.

Procesos Irreversibles: Se relaciona con Estadosesencialmente de NO- Equilibrio.


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Cambios de Estados ?El cambio de Estado en un sistema ocurre cuando al

menos una de sus propiedades primitivas cambia de

valor. Generalmente se debe a ciertas acciones o

eventos


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Estado de EquilibrioUn Sistema est en un Estado de Equilibrio, si uncambios de Estado en el sistema no puede ocurrir en un

intervalo de tiempo finito sin dejar algn cambio finito en

el estado de su ambiente, ya sea temporal o permanente


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Equilibrio Lquido - Vapor

Temperatura vs Volumen a P =14.7 lpca


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Hidrocarburos lquidos ycondensados

Gas

Agua

Slidos

FLUIDOS DE PRODUCCIN


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CLASIFICACIN DE LOS CRUDOS

Segn Rango de grados API

TIPO DE CRUDO GRAVEDAD

Crudos livianosCrudos medianosPesadosExpresados

30,0 - 40,122,0 - 29,910,0 - 21,99,9 - 0 menos y viscosidadmayor de 10.000 centipoisesbajo condiciones de yacimiento


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CLASIFICACIN DE LOS CRUDOS

Segn Composicin

Crudos de Base Parafnica: Contienen parafina y muy poco o ningn

material asfltico. Son aptos para obtener gasolina de bajo octanaje.

De ellos se producen cera parafnica y aceites lubricantes de altacalidad.

Crudos de Base Naftnica: Contiene poca o ninguna parafina, pero s

contienen material asfltico en grandes proporciones. Producen aceites

lubricantes.Crudos de Base, Mixta o Intermedia: Contienen material asfltico y

parafnico. En su composicin entran hidrocarburos parafnicos y

naftnicos, junto con cierta proporcin de hidrocarburos aromticos.


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GAS

Los hidrocarburos gaseosos se producen asociados al crudo en dosformas:

Libre: Es aquel que se encuentra separado de la fase lquida,

bajo las condiciones presin y temperatura en los equipos de

superficie.

Disuelto: Se encuentra en solucin en el crudo, pero por sus

caractersticas y bajo las condiciones de presin y temperatura de

los equipos de superficie puede lograrse la separacin gaslquido.La liberacin de este gas se acelera con la reduccin de la presin

del sistema.


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AGUA

El Agua asociada con la produccin de crudo se puede hallarpresente de diferentes maneras, segn su grado de Mezcla.

Agua Libre

Esta agua se incorpora al crudo a causa de la agitacin a la que

est sometido durante el proceso para sacarlo del subsuelo. Lamezcla es muy inestable y se mantendr mientras existaturbulencia.

Dado que las fases no estn en ntimo contacto, su separacinrequiere solamente un poco de reposo, por lo que los tiempos de

decantacin (o sedimentacin) son relativamente cortos.Agua Emulsionada

A diferencia del agua libre, es la que permanece mezclada con elcrudo sin separarse cuando se deja reposo.


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SLIDOS

Son partculas orgnicas e inorgnicas generadas en el proceso deproduccin que se encuentran en los fluidos producidos, y quesegn su naturaleza y tamao se pueden clasificar en:

Disueltos

Se encuentran en estado inico en el agua y se puedendeterminar por anlisis qumico.

Suspendidos

Son slidos de tamao relativamente grande, cuyo peso especficopermite que se mantengan flotando en el agua. Se determinan

usualmente mediante un proceso de filtrado.


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tanques de almacenamiento temporal, bombas, inyeccin de

qumica para la deshidratacin, y toda la automatizacin

asociada a las operaciones de la estacin de flujo.

En la Estacin de Flujo convencional la corriente de petrleo que

llega provenientes de los pozos productores, se alinea al

separador general a travs del mltiple de produccin , donde


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ocurre la separacin gaslquido. Un separador gas - lquido

tiene dos secciones bsicas, en la seccin superior el gas fluye

hacia arriba pasando a travs del tamiz, donde ocurre una

condensacin precipitando las gotas del lquido que caen

a travs del mismo hacia la fase liquida, en la seccin

inferior permite que las burbujas del gas en el liquido emerjan

pasando a la fase de gas,


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Inyeccin de QumicaDeshidratante

Mltiple deProduccin

Separador Ppal

Separador PruebaCalentador

Tanque de AlmacenamientoTemporal

Bombeo de Crudo

hacia el PDT

Gas hacia Plantas

Crudo haciaproceso

ESQUEMA ESTACION RECOLECTORA CONVENCIONAL


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2. Estaciones Recolectoras de Nuevas Tecnologas.

Para la optimizacin de las estaciones recolectoras existen

nuevas tecnologas que son perfectamente viables, esas nuevas

tecnologas a aplicar son:

Vlvulas Multipuertos, Los medidores de Flujos Multifasicos y la

Bombas Bifsicas.


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2.1. Vlvula Multipuerto: Es una vlvula que consta de 8

entradas con dos salidas, una salida comn para produccin y

una salida seleccionable para prueba de pozos, se pueden

conectar hasta 7 pozos , reservndose el octavo .

Su sistema de posicionamiento permite enviar individualmente

cada uno de los pozos a la salida de prueba, mientras que los 6restantes producen por la salida general.


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El actuador inteligente incorpora un PLC que permite programar

las operaciones de la vlvula multipuerto de acuerdo a las

necesidades, e incorporar todo tipo de control en cuanto a

mediciones .

En resumen permite automatizar totalmente una estacin de flujo

tanto en la parte de produccin de crudo como en las pruebas de

pozos.


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Vlvula Multipuerto


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Vlvula Multipuerto


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Vlvula Multipuerto


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Vlvula Multipuerto


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Vlvula Multipuerto


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Mltiple con Vlvulas Multipuerto incorporadas


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Vlvula Multipuerto ( Seleccin Mltiple)


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Vlvula Multipuerto ( VSM )


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Vlvula de Seleccin Mltiple


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MULTIPLE DE PRODUCCION CONVENCIONAL


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Sistema Convencional

Sistema con VSM


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MULTIPLE DE PRODUCCION MOVIL

C S f


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2.2. Medidor de Flujo Multifasico.

A diferencia de los separadores convencionales, los medidores de

flujo multifasicos, miden continuamente el flujo de gas, petrleo y

agua sin separar fsicamente la corriente de flujo en fases de

fluidos individuales. Los medidores de flujo multifasicos reciben los

fluidos trifsicos directamente desde la lnea de flujo, realizan las

mediciones e inmediatamente devuelven los fluidos a la lnea de

flujo Estos medidores muestran los resultados de las mediciones a

los pocos minutos de ser puestos en operacin.La cada de presin producida en los medidores de flujo

multifasicos es significativamente menor que la que se produce en

los separadores convencionales, lo que permite que las pruebas

C t B i d I t l i S fi i l


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2.2. Medidor de Flujo Multifasico.

De pozos se realicen en condiciones de produccin similares a las

reales

Los medidores de flujo multifasicos ofrecen una amplia variedad

de caractersticasEl medidor es capaz de medir flujo de gas y liquido

Diseo no intrusivo

Medicin bajo cualquier condicin de flujo

No lo afecta ambientes corrosivo

Ocasiona muy baja cada de presin a la entrada del fluidoPueden manejar altos cortes de agua

Pueden manejar rangos de RGP hasta un 98%



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2.3. Bombas Bifsicas.Como su nombre lo indica, las bombas bifsicas son aquellos

equipos mecnicos que tienen la propiedad de poder impulsar

un fluido compuesto por fase gaseosa y por fase liquida.

El concepto bsico del funcionamiento

de una bomba bifsica es a travs

de la tecnologa de tornillo gemelos

(twins screw ) que no es mas queel engranaje mecnico de dos



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tornillos idnticos unidos entre si para impulsar el fluido .

Las bombas estn dispuestas con unas separaciones que

existen entre los tornillos para evitar cualquier contacto fsico

entre si y entre el cuerpo ( casing ) de la bomba. Estas

separaciones son altamente considerables dentro del diseo

y operacin de equipo, como por ejemplo las deflexiones de los

tornillos y las expansiones trmicas de los metales.



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Conceptos Basicos de Instalaciones S perficiales


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Los separadores de aceite y gas consisten de un recipiente a presin

en posicin horizontal vertical con soportes tipo silletas y/o patn

estructural, internos de separacin de acero inoxidable tipo 316,

todas las boquillas, unidades de limpieza y drene as como registrosde hombre para su operacin y mantenimiento ptimos, patn

estructural, plataformas, escaleras y barandales para su operacin y

mantenimiento de todos los instrumentos y acceso al interior del

equipo.

Los separadores de gas y aceite pueden ser bifsicos trifsicos. En

ambos casos los equipos contienen internos de alta eficiencia que

garanticen el 99 % de la remocin de partculas.

Que es un Separador de Aceite y Gas?



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Un separador gas lquido, tiene dos secciones bsicas, en la

seccin superior el gas fluye hacia arriba pasando a travs del

tamiz, donde ocurre una condensacin precipitando las gotas del

lquido que caen a travs del mismo hacia la fase liquida, en la

seccin inferior permite que las burbujas del gas en el liquido

emerjan pasando a la fase de gas.

Un diseo satisfactorio proveer espacio apropiado en cada seccin

de forma de permitir que estas funciones se lleven a cabo con lamayor eficiencia posible, siempre habr un arrastre en cada una de

las fases.

Secciones Bsicas



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Mtodo del tiempo de residenciaBasado en datos de plantas piloto o experiencias pasadas con fluidos y

tipos de separadores similares al separador por disear. Supone flujo

pistn y no toma encuenta ni la geometra del separador ni el patrn de

flujo en su interior.

Mtodo de la velocidad de contra-flujo (overflowvelocity)Supone que la velocidad de separacin est controlada por la velocidad

de sedimentacin de las gotas dispersas. Se fundamenta en un tiempo deresidencia suficiente para permitir que las gotas viajen a la interfase antes

de salir del separador. Es particularmente aplicable en dispersiones muy

diluidas en las cuales el proceso de separacin est controlado,

generalmente, por la velocidad de sedimentacin.

Seleccin de Sistemas de SeparacinCriterios de Diseo



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Mtodo del espesor de dispersin o de la capa interfacial.Usado en sistemas donde la velocidad de coalescencia es el factor

limitante.

Se obtiene el espesor de dispersin como una funcin del flujo total deentrada para cualquier sistema en particular, por medio de experimentos

en plantas piloto. Permite, seleccionar el flujo que produzca un espesor de

dispersin menor al mximo tolerable por el equipo.

Seleccin de Sistemas de SeparacinCriterios de Diseo



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Calcular la velocidad de separacin para las gotas.

Hacer un dimensionamiento preliminar basado en la velocidad de

contra-flujo.

Estimar el tiempo requerido para la coalescencia de las gotas.

Revisar el tamao del decantador elegido para niveles de

turbulencia.

Especificar la geometra de la entrada y salida del separador.

Determinar la Velocidad de separacin

Seleccin de Sistemas de SeparacinPasos para el Diseo de Separadores



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El recomendado para el diseo de separadores es de 150 um (d =

0.005 pies). Este tamao est por debajo de los que normalmente

encontramos en los decantadores. El dimetro de gota medio en un

envase agitado normalmente est entre 500 a 5000 um.Sin embargo, debido a la imprecisin de las ecuaciones de diseo,

los decantadores dimensionados con dimetros sobre 300 um son

usualmente muy pequeos.

Es por eso que normalmente el dimetro de diseo empleado va

desde 50 um (0.00017) hasta 300 um (0,001 pies); el ms empleado

es el de 150 umu (0,0005 pies), que se usa en el API, Design.

Method.

Seleccin de Sistemas de SeparacinParmetros a considerar en el Diseo de SeparadoresDimetro de Gota



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82

La fase continua se debe mover verticalmente desde la entrada hasta

la salida, mientras que las gotas de la fase dispersa deben hacerlo de

manera opuesta a esta velocidad para conseguir la interfase.

Inicialmente, la fase continua se mueve en un flujo pistn uniformecon una velocidad igual a la velocidad de contra-flujo.

El tamao mnimo de las gotas dispersas debera dar una velocidadde separacin un poco mayor que la velocidad de contra flujo.

Seleccin de Sistemas de SeparacinParmetros a considerar en el Diseo de SeparadoresVelocidad de contra flujo

Qc/A1 < VdQc: Caudal de la fase continua

A1: rea de la interfase suponindola plana

Va: Velocidad de la gota dispersa.


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84/226


84



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La funcin fundamental de un separador, es la de

separar los componentes deseados del fluido (crudo,

gas, agua, contaminantes) lo mas completamente

posible del conjunto de componentes que alimentan al

separador.

Separadores


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Son los separadores ms usados en la industria petrolera ycomprenden cuatro secciones fundamentales :

Seccin de separacin: donde el fluido entra y comienza la separacin

gasliquido.

Seccin de Fuerzas Gravitacionales: Donde estas fuerzas tienen unainfluencia fundamental en la separacin gasliquido.

Seccin de Extraccin de Neblina: donde se separan las minsculas

partculas de lquido que aun contiene el gas.

Seccin de Acumulacin de Liquido: donde los lquidos separados delgas se acumulan en la parte inferior del separador para luego ser

transferido a los tanques de almacenamiento temporal.

Separadores BifsicosSegn el nmero de Fases a Separar



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SEPARADOR BIFASICO VERTICAL



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SEPARADOR BIFASICO HORIZONTAL



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Son similares a los separadores de dos fases, en este caso debe

agregarse la fase de separacin liquido liquido , as como los

medios para remover el agua libre , estos separadores reducen la

carga en el equipo de tratamiento de crudo, aumentan la capacidad

de transporte en las tuberas y tambin ayudan a mejorar la precisin

de las mediciones de flujo.

Separadores TrifsicosSegn el nmero de Fases a Separar



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Es un recipiente que se utiliza para separar una mezcla de

componentes en una o dos corrientes, liquida y otra gaseosa.

Generalmente las corrientes liquidas contienen muy pocogas y la corriente gaseosa muy poco lquido.

Separador Convencional

Esta constituido por cuatros secciones:

Separacin

Gravitacional

Extraccin de Neblina

Acumulacin de Lquidos

Segn los procesos a Separar



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p p

Primera Seccin de SeparacinComprende la entrada de los fluidos al separador, esta seccin

permite adsorber la cantidad de movimientos de los fluidos de

alimentacin, en ella tambin se controla el cambio abrupto de la

corriente, lo que produce una separacin inicial.

Separador ConvencionalSegn los procesos a Separar



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p p

En esta seccin las fuerzasgravitacionales tienen una

influencia fundamental, las gotasdel lquido que contiene el gas sonseparadas al mximo.

Este proceso se realiza mediante elprincipio de asentamiento porgravedad. En este caso lavelocidad del gas se reduceapreciablemente

Seccin de Fuerzas Gravitacionales

Separador ConvencionalSegn los procesos a Separar



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p p

Aqu se separan las minsculas partculas de lquido que aun

contiene el gas despus de haber pasados por las dos

secciones anteriores.

ltimamente se han desarrollados dispositivos para aglomerar

las partculas de liquido en una corriente de gas para mejorar

la separacin y disminuir el arrastre.


Seccin de Extraccin de Neblina




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p p

Existen varios tipos de eliminadores de neblina entre los cualestenemos:

Tipos de aletas

Tipo de Mallas de Alambre

Tipo Centrfugo

Las mas utilizadas son las de tipo de malla de alambre, ya queesta considerada como poseedor de una eficacia de remocinde mas alta eficiencia. ( Ver seccin en el Separador )

Eliminadores de Neblina Tipo Malla




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p p

Los lquidos separados en las secciones anteriores se acumulan

en la parte inferior del separador , por lo tanto se requiere un

tiempo mnimo de retencin que permita llevar a cabo el proceso

de separacin.

En esta seccin, el fluido acumulado en la parte inferior del

separador, son transferidos al tanque de almacenamiento temporaldonde posteriormente sern transferidos hacia PDT

Seccin de Acumulacin de Lquidos





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Los depuradores son recipientes que no poseen capacidad

para efectuar una separacin gas-liquido cuando los

volmenes de lquidos son apreciables .

La funcin bsica de un depurador es remover pequeas

cantidades de lquido de una mezcla generalmente gaseosa.

Su diseo se fundamenta en la primera seccin de separacin,donde predominan elementos de impacto para remover

partculas liquidas


Depuradores



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El aumento en la demanda de gas de mejor calidad ( con arrastre degotitas menor de 5 micrones ) ha aumentado drsticamente el uso deseparadores de filtro.


Separadores Tipo Filtro.

Usan el principio de aglomeracinde gotitas de liquido en un mediofiltrante seguido de un medioeliminador de neblina.

El aglomerado ms comn y eficiente

esta compuesto de un filtro tubular defibra de vidrio el cual es capaz deretener las partculas de lquidos hastatamaos de sub. micrones.



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Este tipo de separador, puede recibir apreciable cantidad

de liquido en forma irregular ( flujo tipo oleaje) .

Generalmente se instalan en sistemas de recoleccin de

gas o en sistemas de flujo bifsico.


Separador tipo Pulmn.



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Es un tipo de separador trifsico (crudo gasagua )

que adems posee facilidades para filtrar y calentar

los fluidos.

Normalmente trabaja a bajas presiones, y se utiliza enel tratamiento para deshidratar crudos.


Separador tipo Tratador Trmico.



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TRATADOR TERMICO




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Permite separar un fluido en

varios componentes de

composicin deseada, para ello

se utilizan procesos de equilibrios

trmicos basados en la constante

de equilibrio liquidovapor.

Estas Torres son muy comunes enlos complejos de refinacin de los

hidrocarburos


Separador Tipo Torre de Destilacin



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Problemas operacionales ms comunes

Crudos espumosos

Como resultado de la incorporacin mecnica de gas dentro de unafase liquida, es la formacin de burbujas en las cuales la pelcula del

liquido rodea un volumen de gas que tiende a ascender

Ocasiona en el separador :

Dificultad para poder controlar el nivel del fluido.

Probabilidad que el fluido que salga del separador vayamezclado con espuma

Problemas en la deshidratacin del fluido.

Separadores Gas - LquidoSegn Tipo de Fase a Separar



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Problemas operacionales ms comunes

Presencia de Arena en el Crudo

Se debe tomar accin para detectarla y corregir a tiempo los

problemas que pueden causar, los mas comunes son:Taponamiento de los dispositivos de control

Erosin y corte de vlvulas y lneas

Acumulacin en el fondo del separador, disminuyendo la

capacidad del mismo.Transferencia de esta arena a los PDT , causando graves daosa las instalaciones de superficie.




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Parafinas

Puede obstruir el eliminador de neblina, ocasionando que haya

filtraciones en el separador y que el gas sea transferido con el fluido

al PDT.

Escape de Liquido o Gas.

El escape de liquido o gas puede ocurrir por:

Formacin de Espuma

Problemas con la instrumentacin de nivel

Malla eliminadora de neblina obstruida

Obstruccin de la vlvula a la salida del separador.




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Procedimiento de Arranque de un Separador Gas- Lquido.

Lista de Verificaciones de las Variables del Proceso1. Cerrar la vlvula de salida del liquido

2. Verificar la presin de operacin del separador y as como la presin de

apertura de la vlvula de seguridad.

3. El control de bajo nivel debe desactivarse, antes de iniciar el arranque del

equipo.

4. El controlador de presin, se debe colocar al 75% de la presin normal de

trabajo.

5. Abrir muy lentamente la vlvula de entrada al separador para que lacorriente del fluido vaya entrando al separador

6. Verificar constantemente el valor de la presin del separador as como el

nivel del lquido.



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7. Cuando el nivel del lquido haya sobrepasado el nivel de control del

separador, es necesario activar el control de bajo nivel.

8. Verificar que la presin del separador haya alcanzado su punto de

operacin para proceder a activar en un 100% el controlador de presin.

9. Ajustar los dems controles de nivel y presin hasta que la operacin del

separador se haya normalizado.

10.Finalizar de abrir la vlvula de entrada de la corriente al separador.11.Mantener seguimiento de las variables del proceso durante el tiempo que

sea necesario, hasta su total estabilizacin.

Procedimiento de Arranque de un Separador Gas- Lquido.

Lista de Verificaciones de las Variables del Proceso



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La forma y posicin de los separadores permiteclasificarlos en:

Separadores Verticales.

Separadores Horizontales

Cada una de las clases, verticales, horizontales yesfricos, poseen cuatro secciones descritas

anteriormente, generalmente la seleccin de unseparador en la clase en la cual se obtienen losresultados deseados al menor costo.

Segn su Forma y Posicin



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Ventajas de los Separadores Verticales

Control de nivel es menos critico que en un separador

horizontal

Manejo de partculas slidas es menos complejo que en unseparador horizontal.

El separador vertical ocupa menos espacio que un

separador horizontal.




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Ventajas de los Separadores Horizontales

Su instalacin, mudanza y servicio resultan menos complejoque el de un separador vertical.

La superficie disponible para la separacin gas liquida esmayor, la cual hace mas efectivo el proceso de separacin.

El procesamiento de crudos espumosos se hace con menordificultad que en un separador vertical.


Deseables cuando existen problemas tales como alta relacingas petrleo, crudos espumosos y presencia de emulsiones.

Conceptos Basicos de Instalaciones SuperficialesELIMINADORES DEL AGUA


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SEPARADORES DE AGUA LIBRE

GAS

CRUDO

AGUA

ENTRADA

ELIMINADORES DEL AGUA



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112


LINEA DE DRENAJE DEL PATIO DE TANQUES HACIA TRATAMIENTO

ProduccinBruta Crudo Emulsionado

Desvo

Agua Libre

Crudo Neto

Agua

DIAGRAMA TIPICO

Alivio



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113


Cortes de agua en la entrada desde 20 hasta 98%.

Capacidades desde 10,000 BPD hasta 250,000 BPD.

CONTROLES Y SISTEMAS DE SEGURIDAD:

Controles para el nivel de operacin.

Dispositivos de alivio de presin para seguridad

Medicin de fluidos

Sistemas de control electrnico mediante PLC

SELECCIN:

SISTEMAS DE LAVADO.

Conceptos Basicos de Instalaciones SuperficialesSEPARADORES DE AGUA LIBRE


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114

PROCEDIMIENTO PARA DETERMINACION DEL % DE AGUA LIBRE EN EL

LABORATORIO :1. Toma de muestra en lnea

2. Realizar Prueba de Botella

Verter muestra de crudo en botella de prueba hasta 100 mlts a

temperatura ambiente, sin inyeccin de qumica deshidratante:




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115

2.Reposar crudo en botella de prueba, ocurre una decantacin instantnea(ver incremento de la cada del agua en funcin del tiempo).

3. Se mide el volumen de agua decantada

5. Se divide el volumen de agua drenada entre 100 mlts tomados inicialmente demuestra en botella de prueba.

4. Se toma el tiempo de decantacin

h

CRUDO

Tiempo

% Ajua Libre

h/hw

he

ho

hw

CRUDO

EMULSION

AGUA LIBRE

PROCEDIMIENTO PARA DETERMINACION DEL % DE AGUA LIBRE EN EL

LABORATORIO :




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116

DETERMINACION DEL TIEMPO DE REPOSO EN SEPARADOR:

A

Produccin Bruta Corriente Crudo Emulsionado

Agua drenada

Tiempo de residencia =Volumen A del recipiente

Flujo de produccin

Se ajusta el sistema de control de nivel de salida de agua en del separador, afn de asegurar los tiempos de residencia en funcin de los flujos.

Volumen A del recipiente = Tiempo de residencia * Flujo de produccin




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G: ROMPE VORTICEF: ELIMINADOR DE ESPUMA

I : ELIMINADOR DE NIEBLA

E: PLACAS DE COALESCENCIAD: PLACAS PERFORADAS

H: PLACAS DE DESBORDE DE CRUDO

J: SAND JET

C: DISTRIBUIDOR DE ENTRADA

A: RECIPIENTEB: SOPORTE

SEPARADOR DE AGUA LIBRE

INTERNOS:



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CRITERIOS DE SELECCIN

1. Alto contenido de Agua Libre:

Liberacin de capacidad de almacenamiento o no

instalacin de tancaje adicional.

Ahorro de energa, al tener que calentar la produccin, biensea por mtodos de calentamiento directos o indirectos.

Remocin de sedimentos.



ELIMINADORES DE AGUA


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119

SEPARADORES API

Unidades mecnicas destinadas para la separacin del Crudo separado por la accinde qumica clarificante, mediante la aplicacin de un tiempo suficiente de reposo, elcual permite la decantacin del crudo (hacia la superficie) y la sedimentacin de losslidos suspendidos en el fondo del mismo.

Aguacruda Crudo

recuperado

Salidade Agua





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120

Caudal de agua de alimentacin.

Concentracin y tamao de las gotas de crudo.

Temperatura del agua.

Gravedad especfica de agua y del crudo.

Viscosidad del agua y del crudo.

Concentracin y densidad de los slidos en el aguaSlidos flotables.

Slidos sedimentables.

Los criterios para seleccin de los separadores API son lossiguientes:

SEPARADORES API





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121

SEPARADOR API




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122

A: CANAL DE ENTRADA

B: TANQUE DE ARENA

C: PAQUETE DE PLACAS

E: CANAL DE SALIDAD: CAPA DE CRUDO

Los separadores de placas paralelas permiten una mayor coalescencia delas gotas de crudo e Incrementan la remocin de slidos pesados.Presentan menor tamao que los separadores API y por ende menor costode fabricacin.

C

A

B

ED

F: DRENAJE LODOS

FF

SEPARADORES DE PLACAS PARALELAS


SEPARADORES DE PLACAS


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123

SEPARADORES DE PLACAS


SEPARADORES DE PLACAS CORRUGADAS


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124

SEPARADORES DE PLACAS CORRUGADAS

Estudios piloto, sobre eficiencia de placas corrugadas y utilizando agua con un contenidode crudo de 350 ppm, dieron como principales resultados, lo siguiente:

La eficiencia de remocin de crudo decrece con el incremento del caudal.

La mayor eficiencia de separacin se obtiene con una inclinacin de las placas en un45%.

A menor gravedad especfica del crudo, mayor ser la eficiencia de la remocin.

La remocin es directamente proporcional a la temperatura.A mayor concentracin de crudo en el agua, se obtiene mayor eficiencia en laremocin.

PLACAS CORRUGADAS




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TANQUES DESNATADORES

Tanques de separacin mecnica destinados para lograr la separacin de lanata de crudo no separado en el separador API.

Entrada

De

agua

Salida

De

agua

Crudo

recuperado

LAMINA INFERIOR DE SEPARACION

LAMINA SUPERIOR DESEPARACION

RANURA DE ENTRADADE AGUA AL TANQUE





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SISTEMAS DE FLOTACION

Unidades mecnicas destinadas para inducir mediante la inyeccin de aire ogas, la flotacin de las partculas de crudo de poco tamao, a fin delogras llevarlas a la superficie y aglomerarlas para su recoleccin.





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127

SISTEMAS DE FLOTACION POR GAS INDUCIDO

Unidades mecnicas destinadas para inducir mediante la inyeccin de aire ogas, la flotacin de las partculas de crudo de poco tamao, a fin de lograsllevarlas a la superficie y aglomerarlas para su recoleccin.




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128



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CALENTAMIENTO DEL CRUDO

El calentamiento de un fluido de proceso en un horno esta

acompaado por la combinacin de la radiacin y la convenccin.

El proceso es en contracorriente con el de los gases de combustin,

es decir, el fluido en el proceso pasa primero a travs de la seccin de

conveccion y luego a travs de la seccin de radiacin del calentador,

mientras que los gases de combustin van en direccin opuesta. Este

arreglo permite obtener una eficiencia (la temperatura del gas en la

chimenea es mas baja) que la que se obtendra si el flujo fuese en

paralelo.




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130


El calor es transferido al fluido de proceso principalmente por radiacin de laalta temperatura de los gases que resultan de la combustin del combustibleen la cmara. Otra parte del calor es transferida por conveccin. Los gasesde combustin a medida que transfieren calor se enfran y por lo tanto, latransferencia de calor por radiacin progresivamente requiere de ms rea

de contacto. La transicin a la seccin de conveccin es realizada mientras elgas de combustin aun esta relativamente caliente

Seccin de Radiacin

El calor es transferido principalmente por conveccin, aunque una pequeacantidad de calor se transfiere por radiacin.Cuando el calor, que econmicamente puede ser recuperado, ha sidotransferido al fluido del proceso, el gas de combustin deja el calentador ypasa a travs de la chimenea a la atmsfera.

Seccin de Conveccin




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131

Componentes de un Calentador


Chimenea: funcin es desplazar los vapores o gases de combustin haciala atmsfera y el tiro necesario

Regulador de Tiro o Damper: Absorbe aire de afuera hacia adentro a travsde los registros de cada quemador, regulando el flujo de gases de escape y

controlando el tiro del calentador

Lnea de entrada y salida de crudo: Es la tubera unida al serpentn, pordonde entra y sale el fluido que se procura calentar.

Ventana de Seguridad: Es una abertura que se encuentra lateralmente enlos calentadores que se abre o se rompe cuando hay una alta presin sobre osmismos.

Material Aislante:




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132



Lnea de Entrada de Gas: Tubera por donde se suministra el gascombustible al los pilotos y a los quemadores.

Serpentines: Son tubos de una aleacin de acero especial para soportar

altas temperaturas, los mas comunes usados son de tipo horizontal con llamaexterna a los tubos.

Cmara de Combustin: Es el termino utilizado para describir la estructurametlica que circunda los serpentines radiantes y dentro de la cual se localizanlos quemadores.

Instrumentacin: Dispositivos que controlan y protegen las variablesexistentes en un calentador tales como presin, flujo y temperatura.




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133



Piloto: Boquilla colocada al lado de cada quemador , cuya finalidad esmantener una llama permanente capaz de dar ignicin al quemador .

Quemador: Componente de un calentador situado en la parte inferior o

en la parte delantera que tiene como finalidad producir y mantener lacantidad de calor necesario para elevar la temperatura del fluido deproceso.

Tapas o Ventanas de Ventilacin: estn colocadas en la parte lateral de

calentador y como su nombre lo indica, sirven para airear el calentador.

Mirillas: Estn situadas en las paredes laterales en direccin a cadaquemador y permiten observar la condicin de la llama de cada quemador.




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134



Estructura Metlica: Es la que soporta el serpentn y los quemadores, sus paredes,techo y piso son construido con planchas de acero revestido con refractario internopara el aprovechamiento del calor generado.

Cabezal: Es la unin que conecta dos tubos en el serpentn, es removible del tipo

tapn donde se fijan los tubos.

Cmara de Conveccin: Es la seccin del calentador compuesta por un banco detubos, el cual recibe el calor generado de los gases calientes.

Cmara de Radiacin: Es la seccin del horno en la cual el calor es transferido a los

tubos del horno principalmente por la radiacin que emite la llama .

Conexin entre el banco de Conveccin y Seccin de Radiacin ( Crossover ): Es latubera que transfiere el fluido del proceso desde la salida de la seccin de conveccina la entrada de la seccin de radiacin.


INFLUENCIA DE LA TEMPERATURA EN LA GRAVEDAD DEL CRUDO


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135

Tomado de Smithsonian Physical Tables, Marks EngineersHandbook y Nelsonn Petroleum Refinery Engineering.

Ge = 0,95Ge = 1,0

Conceptos Basicos de Instalaciones SuperficialesINFLUENCIA DE LA TEMPERATURA EN LA VISCOSIDAD DEL CRUDO:


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136

Tomado de Smithsonian Physical Tables, Marks EngineersHandbook y Nelsonn Petroleum Refinery Engineering.


TIPOS DE CALENTAMIENTO


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137

CALENTADORES DE FUEGO DIRECTO





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138

CALENTADORES DE FUEGO INDIRECTO

Lnea deRecibo deProduccin

InyeccinProductoQumico

Deshidratante

Crudo enEspecificacin

Inyeccin AguaCaliente para

Colchn

Almacenamiento ycumplimiento

de reposoTanque de

Lavado

Drenajede Agua

Hacia Planta deTratamiento

Reposicin Agua paraSistema de Lavado.

T1T2

T2

Tar

TehTsh

MCrudo

Deshidratado



CALCULO DE LA CAPACIDAD DE CALENTAMIENTO


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139

DE CRUDO A FUEGO DIRECTO

M = Flujo msico de entrada

Cp = Capacidad calorfica de mezcla de crudo mas agua

Te = Temperatura de entrada de la produccin

EM S = Flujo msico de salida

Donde:

Ts = Temperatura de salida de la produccin

Q = Calor absorbido por el crudo

Q = Calor de salida de produccin

Q = Calor de entrada de produccin

ABS .

S

E

Calor requerido por la produccin:

M = M + Mcrudo aguaT

BALANCE DE ENERGIA:

BALANCE DE MASA:

3

2

1

Q = Q - Q

Q = M * Cp * T - M * Cp * TE

S E

S S E

Abs.

ABS .MCpe

T

MCp

T

E SS

S

Q Q

Q

SE

Perdidas

E


CALENTAMIENTO DE CRUDO A FUEGO DIRECTO (CONTINUACION)


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140

( )

Se tiene que:

M = V * ( ) + V * DT crudo aguaagua(131,5 + API)

141,5

M = V * D . (crudo y agua)T

Ge crudo

Ge agua a 60 F

D crudo =

Ge crudo =141,5

131,5 + API

M = V * D + V * DT crudo crudo agua agua

(131,5 + API)D crudo =

141,5

ii

, M = V * DD = M/ V 4

7

9

5

6

8

Entonces:

Sustituyendo (8) en (7):

Sustituyendo (9) en (6):

10

M = V * ( ) + V * D = AT crudo agua agua(131,5 + API)

141,5 11

1 gr/cc


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142

Siendo el flujo msico y el Cp igual a la entrada y a la salida , entonces:

Sustituyendo (11) y (13) en (2), se tiene:

Donde:

TE

Q = M * Cp * T - M * Cp * TTS S E

EQ = M * Cp * (T - T )T S(18)

Q = A * B * (T - T )S E(19)

Abs.

Abs.

Abs.

T

D = Densidad

X = Fraccin msica

% BSD = Porcentaje de agua

Ge = Gravedad especfica

Ts = Temperatura de salida de la produccin

Vs = Flujo volumtrico

TE = Temperatura de salida de la produccin

(2)




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143


Eficiencia de un calentador =

Q = (Flujo Gas alimentacin) * (Capacidad calorfica del gas)Ent. al horno

(20)

(21)

Sustituyendo 19 y 21 en 20 , se tiene:

A * B * (T - T )S e* 100%=

(Flujo Gas alimentacin) * (Capacidad calorfica del gas)Eficiencia

Eficiencia de un calentador = ?Q

Abs. Por el crudo

Q Entregado al horno

* 100%


EJERCICIO SOBRE CALENTAMIENTO DE CRUDO


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El crudo X de 11,2 API manejado en el Patio de tanques Y, es calentado desde 130 Fhasta 178 F, a travs de tres calentadores, de fuego directo, El sistema de calentamientopresenta una eficiencia promedio de 65%.

a.) Determinar la temperatura de salida de la produccin del calentador al lograr hacer elreacondicionamiento mayor de todos los calentadores del PDT, estimando una nuevaeficiencia de 85%. Asumir la capacidad calorfica del crudo igual a 0,6 BTU/Lbm*F para el

rango de temperatura de operacin.

b.) Siendo la temperatura a determinar (para una eficiencia de un 85%) la temperaturaptima del proceso, determinar el momento en que el PDT requerir de la instalacin deinfraestructura adicional para calentamiento de la segregacin en cuestin, tomando encuenta el pronsticos de produccin en el mediano plazo.

POR MTODO DIRECTO

AO 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Prod. Neta(MBND) 97,2 97,2 102,6 105,4 110,2 112,9 115,6 118,9 122,4 126,6


EJERCICIO SOBRE CALENTAMIENTO DE CRUDO


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El Patio de tanques cuenta con la siguiente capacidad instalada:

Dos calentadores de 20 MMMBTU/HR c/u y dos calentadores de46 MMBTUHR c/u. De los cuatro calentadores existentes en la actualidad, serequiere para manejar la produccin a la temperatura optima de operacin,un calentador de 20 MMMBTU/HR y dos de 46 MMBTU/HR.

Datos:

Produccin Bruta: 143.000 Bls / DaCorte de agua: 32%Gravedad API: 11,2

Densidad del agua: 62,4 Lbm / Pie3.Transformacin: 5,61 pie3 = 1 Bl.

POR MTODO DIRECTO:


SOLUCION:


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Q = Qc * Dc * Xc * . Cpc * (T2 - T1) + Qc * Da * Xa * Cpa * (T2-T1)

SOLUCION:

A.) Determinacin de la temperatura de salida del crudo delcalentador para una eficiencia del 85%:

B = (143.000 Bl/Da* 62,4 Lbm/pie*0,32)* 5,61 pie3 / B l * (1 BTU / Lbm * F) * (178 -130) FA = (143.000 Bl/Da * 61,9 Lbm/pie3 * 0,68) *5,61 pie3/BL * (0,6 BTU / Lbm / F) * (178 -130) F

Q = A + B

Para una eficiencia de 65%, se tiene que el calor absorbido es de 72,56 MMBTU / Hr,y para 85% El calor a absorber ha de ser : 94,88 MMBTU / Hr.

Q= 972.502.996,6 BTU / Lbm * F + 768.908.574,7 BTU / Lbm * F = 1741411571,5 BTU / Dia

Q = 1741411571,5 BTU / Da = 72,56 MMBTU / Hr



147/226

SOLUCION:

Q = 143.000 * 5,61 * 61,9 * 0,68 *0,6 *(T2-130) + 62,4 * 0,32 *1,0 *(T2 - 130)

Q = 94,88 MMBTU / Hr = A + B

(BTU / da * F)

T2 - 130 F =

T2 - 130 F = 62,8 F

94,88 MMBTU / Hr

36,27 MMBTU / F * Da

T2 = 192,8 F

T2 - 130 F =94,88 MMBTU / Hr

36,27 MMBTU / F * Da

*1 Da

24 Hrs = 62,8 F

Luego


SOLUCION (Continuacin):


148/226

SOLUCION (Continuacin):

REQUERIMIENTOS DE CALOR VS CAPACIDAD CALORICA INSTALADA(AO 2006 - 2015) SEGREGACION "X"

90,0

95,0

100,0

105,0

110,0

115,0

120,0

125,0

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

AO

MMBTU/HR

CALOR REQUERIDO MMBTU/HR CAPACIDAD INSTALADA MMBTU/HR

B.) Determinacin de la capacidad de calentamiento requeridapara la segregacin X en el patio de tanques Y


CALCULO DEL REQUERIMIENTO DE CALENTAMIENTO


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149

CALCULO DEL REQUERIMIENTO DE CALENTAMIENTODE CRUDO CON AGUA (METODO INDIRECTO)

Lnea derecibo deproduccion

Inyeccinproductoqumico

deshidratante

Disposicin ayacimientos

Crudo enespecificacin

Hacia terminalde embarque

Inyeccin aguacaliente para

colchn

Almacenamiento ycumplimiento de reposo

Tanque deLavado

Drenajede agua

PlantaDe

tratamiento

Reposicinde agua

T1T2

T2

Tar

TehTsh

M CrudoDeshidratado

B

A

1

2


CALCULO DEL REQUERIMIENTO DE CALENTAMIENTO


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150

DE CRUDO CON AGUA (METODO INDIRECTO)

Desarrollo de ecuaciones:

Al realizar balance de energa, en el rea (A) demarcada en la figura:

Qc - Qar = 0 ; donde

Ec. 1

Es decir. el calor entregado por el agua de recirculacin es igual al calor recibido por el crudo.

Qc = Qo + Qa

Sea: Qo = mo * Cpo * dT

T1

T2

Y sea: Qa = ma * Cpa * (T2T1)

Qo = Calor recibido por el crudoQa = Calor recibido por el agua en la produccin

Ec. 2

Ec. 3

Ec. 4

mo = Flujo msico de crudoCpo = Capacidad calorfica del crudo

ma = Flujo msico de agua en la produccinCpa = Capacidad calorfica del agua en la produccin

Qc = Calor absorbido por la produccinQar = Calor absorbido por el agua de recirculacin

Donde:


CALENTAMIENTO DE CRUDO CON AGUA


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151

POR METODO INDIRECTO (CONTINUACION)Sustituyendo (3) y (4 ) en (2) se tiene:

T2

Ec. 9Qc = (Vb * Do * Xo) * Cpo * dT + (Vb * Da * Xa) * Cpa * (T2T1)

T1

Sea: Xo = 1 - XaEc. 10

Qc = mo * Cpo * dT + ma * Cpa * (T2T1)

T1

T2

mo = Vb * Do * Xo

Do :Densidad del crudo

Xo :Fraccin de crudo en produccin

Xa :Fraccin de agua en produccin

Da :Densidad del agua

El flujo msico es igual a:

ma= Vb * Da* Xa

Donde:

Ec. 5

Ec. 6

Ec. 7

Vb :Flujo volumtrico de crudo bruto

Sustituyendo (6) y (7 ) en (5) se tiene:


CALENTAMIENTO DE CRUDO CON AGUA


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152

Sustituyendo 10 en 9, se tiene:

Qc = (Vb * Do * (1 - Xa)) * Cpo * dT + (Vb * Da * Xa) * Cpa * (T2T1)

T1

T2

Cp = (BTU / Lbm x F)

Para las siguientes condiciones de Gravedad especfica y temperatura, El calor especfico del

crudo, se define de la siguiente manera:

32 T (F) 400

0,75 Sc 0,96 S : es la Gravedad especfica (60/60)F

Ec. 11

O,388 + 4,5 x 10 x T

(Sc)1/2

-4 Ec. 12

POR METODO INDIRECTO (CONTINUACION)

Conceptos Basicos de Instalaciones SuperficialesCALENTAMIENTO DE CRUDO CON AGUA



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153


Qar = mar * Cpar * (TshTeh)

mar = Flujo msico de agua de recirculacin

Cpa = Capacidad calorfica del agua

O,388 + 4,5 x 10 x T

(Sc) 1/2

-4Qc = (Vb * Do * (1 - Xa)) * ( ) * dT + (Vb * Da * Xa) * Cpa * (T2T1)

T1

T2

Ec. 13

Sustituyendo (12 ) en (11), se tiene:

Al realizar balance de energa, en el Area (B) demarcada en la figura:

Qa = Calor entregado por el horno al agua de recirculacin

Consideraciones:

T2 = Teh - T2

Tar = Tsh - T1

Ec. 14

Donde:

Teh = Temperatura de entrada del agua de

recirculacin al calentador de agua.T2 = Perdida de temperatura en lnea 2

TSh = Temperatura de salida del agua derecirculacin al calentador de agua.

T1 = Perdida de temperatura en lnea 1


CALENTAMIENTO DE CRUDO CON AGUAPOR METODO INDIRECTO (CONTINUACION)


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154


O,388 + 4,5 x 10 x T

(Sc)1/2

-4Qc = (Vb * Do * (1 - Xa)) * ( )* dT + (Qb * Da * Xa) *Cpa * (T2T1)

T1

T2

mar=

De las ecuaciones (13) y (14 ) se tiene:

Cpar * (TshTeh)

O,388 + 4,5 x 10 x T

(Sc) 1/2

-4(Vb * Do * (1 - Xa)) * ( )* dT + (Qb * Da * Xa) *Cpa * (T2 T1)

T1

T2

Qc = Qar

mar=Cpar * (TshTeh)

O,388 + 2,25 x 10 x (T -

(Sc)1/2

-4(Vb * Do * (1 - Xa)) *( + (Qb * Da * Xa) *Cpa *(T2T1)T )2221




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155

Reduce la viscosidad del aceiteExpande la gota de agua,rompiendo o reduciendo laresistencia de la pelcula que lo rodea.Aumenta el movimiento de lasmolculas.Promueve la diferencia de densidadentre las partculas de petrleo yagua.Adicionalmente, disuelve los pequeascristales de parafinas y asfaltenos

disminuyendo su efecto comopotenciales emulsificantes.

VENTAJAS: DESVENTAJAS:

Se evapora y pierde componentesligeros.Equipos costosos y su mantenimiento.Se incrementa la velocidad de corrosinal aumentar la temperatura(Calentamiento directo).Aumenta la tendencia a deposici deincrustaciones.Pueden ser peligrosos si se operaninadecuadamente o con mantenimientoinadecuado.



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156


Teora de las Emulsiones


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157

Teora de las Emulsiones

Una Emulsin es unamezcla de dos lquidosinmiscibles, es decir,

lquidos que no se mezclanen condiciones normales, ycuando lo hacen, uno deellos se dispersa en el otro

en forma de pequeas gotasy es estabilizado por unagente emulsionante


PARTES DE UNA EMULSION


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158

Pelcula envolvente

(Agente emulsionante)

Fase

dispersa

Fase

continua

PARTES DE UNA EMULSION


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Tipos de Emulsin


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160

p

Gotas de Petrleocon Crudo

Crudo

Gotas deAgua

AguaCrudo

Gotas dePetrleo

Agua

Gotas de Aguacon Crudo

Agua en Petrleo Petrleo en Agua

Petrleo enAgua-Petrleo Agua en Petrleo-Agua


FORMACION DE LA EMULSION


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161

Gravedad API%

Aguaemulsionadaen

petrleo

Gravedad API

RELACIN PORCENTAJE DE AGUA EMULSIONADA VS TIPO DE CRUDO

Fuente: NATCO (1991)


AGENTES EMULSIONANTES

8/12/2019 Conceptos Basicos de Instalaciones Superficiales 1era Parte._a

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