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QUIMICA ORGANICA INDUSTRIAL

DESHIDRATACION DE CRUDOS PESADOS

RUTH SMITH FLOREZ DIAZ COD: 2040794

DORA URIBE SANTOS COD: 2061502

Presentado a: ALEXANDER QUITIAN ARCINIEGAS

UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER

FACULTAD DE FISICOQUIMICAS

ESCUELA DE INGENIERIA QUIMICA

2010

TABLA DE CONTENIDO.

1. INTRODUCCION.2. CRUDO PESADO.3. EMULSIONES CRUDO-AGUA.

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4. FORMACION DE EMULSIONES DE PETROLEO Y SUS PROPIEDADES BASICAS.

5. DESHIDRATACIÓN DE CRUDO PESADO.6. SEPARACION DE EMULSIONES PETROLEO-AGUA.7. METODOS DE DESHIDRATACION DE HIDROCARBUROS.

1. Secado mecánico del petróleo.2. Secado térmico del petróleo.3. Métodos químicos de secado de petróleo.4. Secado termo-químico del petróleo.

8. AGENTES EMULSIONANTES.9. COMO EVITAR LA FORMACION DE LA EMULSION.10. PROCESO COMUN DE DESHIDRATACION DE CRUDOS.11. EQUIPOS UTILIZADO EN LA DESHIDRATACION DE CRUDOS.

1. Separadores gas-líquido.2. Separadores gravitacionales.3. Calentadores.4. Coalescedores electroestáticos.

12. DISEÑO.13. CONCLUSIONES.14. BIBLIOGRAFIA.

1. INTRODUCCION.

Desde los inicios de la explotación del petróleo, la industria petrolera ha tenido que enfrentarse a la producción conjunta de agua y crudo que ocasiona la formación de emulsiones no deseadas. Cerca de dos terceras partes de todo el petróleo, es extraído en altas condiciones de humedad, las capas de agua difieren considerablemente por su contenido químico y bacteriológico. Durante la extracción de esta mezcla de petróleo con agua se forman emulsiones, que se considera una mezcla física de dos líquidos inmiscibles, uno de los cuales se distribuye en otra fase como gotitas de varios tamaños. El agua presente en el

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petróleo genera un incremento el precio de transporte debido a que esta aumenta el volumen y la viscosidad del líquido a transportar.

La deshidratación de crudo es una de las operaciones de tratamiento y acondicionamiento primario que se utiliza para romper la emulsión y remover el agua del crudo. Consiste en aplicar una combinación de química deshidratante, agitación calor y/o campo eléctrico.

Existen varias razones para eliminar el agua del crudo entre las más importantes destacan el aumento del costo de transporte y bombeo, la corrosión en las instalaciones de transporte y de refinación y, la demanda de calor.

La escogencia de un agente deshidratante se hace todavía mediante la prueba de botella, es decir, por ensayo y error.

El rol de los agentes deshidratantes es contrarrestar la acción estabilizante de los agentes emulsionantes presentes en el crudo, tales como surfactantes naturales, asfáltenos, resinas, y sólidos que se forman por la precipitación de sales, parafinas o asfáltenos.

2. CRUDO PESADO.

Se ha definido como cualquier licuado de petróleo con un índice API inferior a 20 °, lo que significa que su densidad es superior a 0.933. El petróleo crudo pesado es resultado de una degradación por exposición a bacterias, agua ó aire, como consecuencia pierde sus fracciones más ligeras, quedando solo sus fracciones más pesadas.

3. EMULSIONES CRUDO-AGUA.

Durante las operaciones de extracción del petróleo, la mezcla bifásica de petróleo crudo y agua de formación se desplazan en el medio poroso a una velocidad del orden de 1 pie/día, lo que es insuficiente para que se forme una emulsión. Sin embargo, al pasar por todo el aparataje de producción durante el levantamiento y el transporte en superficie (bombas, válvulas, codos,

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restricciones, etc.) se produce la agitación suficiente para que el agua se disperse en el petróleo en forma de emulsión W/O estabilizada por las especies de actividad interfacial presentes en el crudo. Las emulsiones formadas son macro-emulsiones W/O con diámetro de gota entre 0,1 a 100 µm.La cantidad de agua remanente emulsionada varía ampliamente desde 1 a 60 % en volumen. En los crudos medianos y livianos (>20 °API) las emulsiones contienen típicamente de 5 a 20 % volumen de agua, mientras que en los crudos pesados y extrapesados (<20 °API) tienen a menudo de 10 a 35 % de agua. La cantidad de agua libre depende de la relación agua/aceite y varía significativamente de un pozo a otro.

4. FORMACION DE EMULSIONES DE PETROLEO Y SUS PROPIEDADES BASICAS.

Para seleccionar el proceso de secado adecuado, es necesario conocer los mecanismos de formación y las propiedades de las emulsiones de petróleo.

Usualmente, no se forman emulsiones dentro de las capas de petróleo. La formación de emulsiones empieza durante el movimiento de petróleo a la boca del pozo y se intensifica durante el transporte del petróleo en tuberías. La intensidad de la formación de emulsiones en un pozo depende del método de extracción de petróleo, cuando el petróleo es extraído del pozo usando la presión natural de capa (lo que es típico en el periodo inicial de la operación del pozo) hay usualmente una muy alta rata de extracción de petróleo del crudo del pozo. La intensidad de la mezcla petróleo agua en tuberías elevadas de el pozo incrementa debido a la dispersión de gases disueltos y disminuye la presión. Esto conduce a la formación de emulsiones en etapas tempranas del movimiento de la mezcla petróleo-agua. Durante la extracción de petróleo bombeada desde lo profundo, la formación de la emulsión ocurre en las válvulas, en las bombas y en las tuberías de elevación durante el movimiento alternado de la bomba.

Se distinguen dos tipos de emulsiones “petróleo en agua” y “agua en petróleo” el tipo de emulsión que se forma depende básicamente de la relación de volumen de las dos fases, la fase continua es el liquido con el mayor volumen, en la practica la emulsión más frecuente es la de agua en petróleo

5. DESHIDRATACIÓN DE CRUDO PESADO.

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

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agua dispersadas en el aceite, la cual se llama emulsión agua/aceite (W/O), como se muestra en la figura.

Para llevar a cabo la deshidratación del crudo se conoce de varios procesos, algunas veces es necesaria la combinación de todos estos, sumado a la deshidratación por gravedad.

6. SEPARACION DE EMULSIONES PETROLEO-AGUA.

La secuencia de procesos para romper las emulsiones de petróleo sigue los pasos consecutivos de:

Aglomeración y floculación de de gotas. Destrucción de capas protectoras Coagulación de las gotas de agua dispersa hasta un tamaño suficiente

para luego fusionándose y luego por la acción de la gravedad caer al fondo del separador.

Si las gotas tienen suficiente energía el rompimiento de las capas protectoras ocurre, entonces las gotas se unen. Un número de métodos tecnológicos son aplicados para el secado del petróleo, la escogencia del método para el secado del petróleo y el plan empleado depende substancialmente de la cantidad y condición del agua presente.

El agua contenida en el crudo aparece en forma libre ó no dispersa en algunos casos, tal agua puede ser removida directamente del crudo por coagulación. Más a menudo el agua en el petróleo crudo se presenta en su forma dispersa, emulsión de agua en aceite. Hay dos versiones de esta emulsión mecánicamente no estabilizada y estabilizada por sustancias de

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actividad interfacial. Esta diferencia entre emulsiones es esencial para el secado del petróleo, ya que el agua de las emulsiones no estabilizadas puede ser separada fácilmente por los métodos comunes de sedimentación o por métodos de sedimentación con moderado calor. Procesos más complejos, tales como calor intenso, procedimientos químicos, eléctricos y la combinación de los mismos, se requiere para la separación del agua de emulsiones estabilizadas.

Para el diseño de procesos de secado de petróleo bajo condiciones industriales es necesario determinar el contenido de agua, el tipo y la cantidad de impurezas en el agua y también las condiciones en las cuales el agua está presente.

Sedimentación, centrifugación y filtración son métodos mecánicos para el secado del petróleo. El proceso de sedimentación se aplica para procesar emulsiones inestables. Aquí las gotas son estratificadas debido a la diferencia en las densidades de los materiales en las fases la velocidad de sedimentación de las gotas para el diseño de separadores se calcula usando las siguientes formulas:

ω2= 455.5

gdρd−ρkρk

ℜ0.6 Para 2 < Re < 500

ω=3 gd√ ρd− ρkρk Para Re>500

Donde Re= Numero de Reynolds.

µ= viscosidad media.

ω= velocidad de sedimentación.

ρd= densidad de la fase discontinua.

ρk = densidad de la fase continua.

d= diámetro de gota o partícula.

g= aceleración debido a la gravedad (9.8 m/s2)

Estas ecuaciones implican que los factores de mayor influencia en la eficiencia de la separación de las emulsiones son:

Densidad de las fases en la emulsión (básicamente la diferencia de densidades de las fases es la responsable de la separación gravitacional).

La viscosidad de las fase de la emulsión, especialmente la viscosidad de la fase continua (este es un factor muy significativo y afecta la

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eficiencia del secado del petróleo ya que afecta el transporte de las gotas o partículas a través del medio).

Diámetro de gota o partícula de la fase discontinua (Este factor es muy importante porque la velocidad de sedimentación de las gotas o partículas crece proporcionalmente con el cuadrado de su diámetro.

La aceleración de las gotas o partículas es debido a su presencia en el campo gravitacional natural. El valor de la aceleración es aproximadamente (9.8 m/s2).

El área disponible para la sedimentación.

Estos factores pueden por lo tanto ser usados en el diseño para mejorar la eficiencia de la separación de las emulsiones. La manera más favorable de usar estos factores es la siguiente:

Incremento de la temperatura de la emulsión. Esto reduce la viscosidad de las fase de la emulsión y reduce la tensión interfacial entre las fases (los métodos térmicos de secado de petróleo se basan en este principio).

Incrementar el tamaño de la gota de la fase discontinua mediante varios métodos tales como uso de químicos o aplicando un campo eléctrico (los métodos químicos y eléctricos de secado de petróleo se basan en este principio).

Incremento de la velocidad de sedimentación de las gotas mediante el reemplazo de la fuerza gravitacional natural por una de mayor energía como la fuerza centrifuga.

Incremento del área útil del sedimentador sin incremento de el área general del separador. El uso de platos paralelos en separadores horizontales y separadores de discos se basa en este principio.

7. METODOS DE DESHIDRATACION DE HIDROCARBUROS.

La deshidratación de hidrocarburos se lleva a cabo por varios métodos y depende de si se trata de emulsiones estabilizadas o no-estabilizadas a continuación mostraremos los métodos más comunes de deshidratación o secado de crudos.

7.1. SECADO MECANICO DEL PETROLEO.

El método más básico en el secado mecánico del petróleo es la sedimentación gravitacional. Hay dos tipos de sedimentación: periódica (batch) y continua, estas se llevan a cabo en separadores batch y continuos respectivamente.

Tanques cilíndricos de separación (tanques sedimentadores), son similares a los tanques de almacenamiento de petróleo y son usados comúnmente como separadores batch. El crudo de petróleo que intenta secarse se bombea hacia el tanque a través de las tuberías. Después de llenar el tanque, el contenido permanece en reposo por un periodo determinado conocido como tiempo de sedimentación. El agua entonces se sedimenta en el fondo de la sección mientras que el petróleo flota en la parte superior del tanque.

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La sedimentación se lleva a cabo bajo condiciones templadas de tratamiento. El petróleo y el agua son tomados por separado del tanque y finaliza el proceso de secado del petróleo. Se habrá alcanzado un resultado positivo solo si el petróleo obtenido es libre de agua.

En el caso de separación continua, se distinguen dos tipos de separadores: horizontales y verticales. Los separadores horizontales se subdividen en radiales y longitudinales, los separadores horizontales longitudinales pueden ser rectangulares o circulares dependiendo de la geometría de la sección transversal.

En los separadores gravitacionales continuos, la sedimentación se realiza mediante el flujo continuo del líquido a través del separador. El separador se diseña para que alcancé un determinado grado de separación en un predeterminado tiempo de sedimentación.

7.2. SECADO TERMICO DEL PETROLEO.

Una de las maneras de secado de petróleo más recientes es el secado térmico o termo-proceso. En este caso, el petróleo a deshidratar es calentado antes del proceso de sedimentación, el calor desestabiliza la emulsión de agua en petróleo y promueve la fusión de finas gotas de agua para formar gotas más grandes. Las capas protectoras están compuestas de resinas-asfáltenos y parafinas estas sustancias se forman en la superficie de las gotas de agua y a temperatura normal estas capas crean una estructura muy estable que impide la unión de las gotas, mediante el incremento de la temperatura, la viscosidad de los materiales que forman la capa protectora disminuye considerablemente, esto da como resultado una deducción de la estabilidad de la estructura dispersa, facilitando así la unión de las gotitas de agua. Además, la viscosidad del petróleo disminuye como resultado del calor, eso promueve la aceleración de la separación del agua del petróleo por sedimentación. Los métodos térmicos por si solos raramente son aplicados en la industria pero se usan en combinación con sedimentación. En métodos modernos, el procesamiento térmico es usado usualmente como un componente de un grupo más complejo de métodos de secado de petróleo, por ejemplo, en combinación con tratamiento con aditivos químicos, sedimentación así como en combinación con métodos eléctricos de procesamiento.

El calor usado en el secado del petróleo se obtiene mediante el uso de intercambiadores especiales.

Una gran variedad de tales intercambiadores se han desarrollado, los calentadores se instalan en un proceso tecnológico de secado de petróleo después de la sección en la que se da la separación de gases del petróleo, pero antes de introducir el petróleo en el separador.

7.3. METODOS QUIMICOS DE SECADO DE PETROLEO.

Los métodos químicos de secado son muy empleados en la industria moderna para la deshidratación del petróleo. El principio fundamental de tales métodos es la destrucción de la emulsión de agua en petróleo mediante el uso de

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aditivos químicos. En la industria se han desarrollado muchos tipos de estos aditivos químicos. La eficiencia del secado químico del petróleo depende sustancialmente del tipo de aditivo usado, la escogencia de un aditivo efectivo depende del tipo de emulsión que va a ser desestabilizada, en cada casa la escogencia del aditivo se hace después de que el petróleo es analizado en laboratorios especiales.

Como en otros métodos de secado combinados, el secado químico es seguido por la sedimentación de la emulsión por influencia de la gravedad. El calentamiento del petróleo es empleado en algunos sistemas de secado en combinación con el uso de aditivos. Los aditivos se agregan y mezclan con la emulsión. Esto crea las condiciones adecuadas para la separación del agua del petróleo por sedimentación. Aplicar esto es posible mediante ambas técnicas separación periódica y continua, pero el proceso predilecto es el continuo, hay tres situaciones donde el secado químico de petróleo se puede implementar:

Secado y separación llevado a cabo dentro del pozo de petróleo. Secado y separación llevado a cabo en las tuberías colectoras. Secado del petróleo llevado a cabo directamente en los tanques de

separación donde los aditivos son agregados al tanque, que está lleno de petróleo.

Los primeros dos métodos tienen muchas ventajas y son más efectivos que el tercero. La filtración se basa en la adsorción selectiva de diferentes sustancias y es empleada para la separación de emulsiones inestables. El material de la capa filtrante puede ser arena, vidrio, aspen, maple, poplar y otros tipos de no-resinas Wood y partículas metálicas. La fibra de vidrio la cual se humedece generalmente con agua y no con petróleo también es usada frecuentemente. El secado de petróleo

Por filtración es aplicado muy rara vez debido a su baja productividad y a la necesidad de cambiar el material filtrante frecuentemente.

7.4. SECADO TERMO-QUIMICO DEL PETROLEO.

La estabilidad de las capas protectoras del petróleo se reduce o destruye completamente mediante métodos termoquímicos. Estos métodos aceleran el proceso de separación de emulsiones de petróleo. Este método acelera el proceso de separación de la emulsión de petróleo. Más del 80% del procesamiento del petróleo usa métodos termo-químicos. Este método se convirtió en el más usado debido a la posibilidad que presenta para el tratamiento del petróleo con variados contenidos de agua sin cambiar el plan de procesamiento tecnológico, así como la habilidad para cambiar los aditivos depende de las propiedades de la emulsión sin reemplazar ninguno de los aparatos usados en el proyecto tecnológico estándar.

Como siempre el método termo-químico tiene un número de desventajas, estas incluyen el alto precio de los aditivos y el alto consumo de calor.

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La desalinización y el secado son llevados a cabo en la industria a temperaturas en el rango de 50 a 100 °C. Si se usa alta temperatura, entonces el proceso debe ocurrir a altas presiones con el fin de conservar la emulsión en estado líquido. Para este propósito es necesario usar separadores con paredes gruesas. Esto deja un incremento en el precio del equipo. La reducción de la influencia de la protección de las capas interfaciales en las gotas de agua es afectada drásticamente por la presencia de los aditivos, todos los aditivos pueden ser divididos dentro de:

Electrolitos. No-electrolitos. Coloidales.

Algunos ácidos orgánicos y minerales (sulfúrico, clorhídrico, y acético), alcalinos y sales pueden ser usados como electrolitos, los electrolitos pueden formar productos insolubles los cuales reducen la estabilidad de la capa protectora o promover su destrucción. Tanto Electrolitos como aditivos son aplicados raramente y en extremos debido al alto precio y particularmente por que sus propiedades corrosivas afectan los equipos. Los no-electrolitos son sustancias orgánicas las cuales son capaces de disolver la película protectora en las gotas de agua y reducen la viscosidad del petróleo. Esto conlleva a la aceleración de las gotitas de agua. Este tipo de aditivo puede ser gasolina, acetona, alcohol, benceno, fenol, etc. Los no-electritos no son muy usados en la industria por su alto precio.

Los aditivos coloidales son sustancias de actividad interfacial las cuales pueden destruir emulsiones o debilitar la película protectora y pueden transformar la emulsión del agua en el petróleo en su opuesta, emulsión de petróleo en agua, ya que promueve la emulsión inversa.

Aditivos más efectivos se forman mediante la reacción de oxido de etileno con sustancias orgánicas; estos son muy aplicados en la industria. Usando la razón de oxido de etileno/ sustancia orgánica envuelta en la reacción para producir el aditivo se puede controlar la eficiencia de ese grupo de aditivos. La solubilidad del aditivo en agua incrementa con el alargamiento de la cadena del oxido de etileno, si esto es necesario es posible hacer estos aditivos con propiedades hidrofobicas, mediante reacciones con oxido de propileno en esto está la propiedad de crear varios aditivos con diferentes propiedades.

Los aditivos pueden disolverse en una de las fases de de la emulsión (agua o petróleo) ellas pueden ser hidrofilicos o hidrofobicos, también pueden ser inertes o metales, pueden no empeorar la calidad del petróleo, y ser baratos y de aplicabilidad universal con respecto al uso de varia emulsiones.

En principio el aditivo es agregado a la emulsión de agua en petróleo y se facilita la separación, pero agregar el aditivo no es suficiente para lograrla, es necesario asegurar el mayor contacto posible entre el aditivo y las gotas de agua. La mezcla intensa y el calor de emulsión pueden lograr esto.

La desalinización y el secado eléctrico de petróleo son especialmente muy aplicados en la industria, pero menos a menudo en el pozo. La oportunidad

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creada por la aplicación del método eléctrico en combinación con algunos otros métodos puede ser atribuida como una ventaja significativa de este método.

Se sabe que la separación del petróleo usando un campo eléctrico con frecuencia variable es más efectiva que la separación usando un campo constante.

Viscosidad y densidad de la emulsión, dispersión, contenido de agua, propiedades eléctricas, así como la estabilidad de la película protectora, influencia considerablemente la eficiencia de la separación eléctrica, como siempre el factor significativo es la intensidad del campo eléctrico. Los separadores eléctricos son operados en la industria actual a una frecuencia de 50 Hz para Europa y 60 Hz para Norte América. El voltaje de los electrodos en el separador esta en el rango de 10.000 a 45.000 V. Los separadores eléctricos pueden ser esféricos cilíndricos y pueden ser instalados en forma horizontal y vertical.

8. AGENTES EMULSIONANTES.

Son numerosos entre ellos se encuentran:

Surfactantes naturales, asfáltenos y resinas que contienen ácidos orgánicos y bases, ácidos naftenicos, ácidos carboxílicos, porfirinas, compuestos de azufre, fenoles, cresoles y otros.

Sólidos finamente divididos, tales como arena, arcilla, finos de formación, esquistos, lodos de perforación, fluidos para estimulación, incrustaciones minerales, productos de la corrosión( por ejemplo sulfuro de hierro), parafinas y asfáltenos precipitados.los fluidos para estimulación de pozos pueden contribuir a formar emulsiones muy estables.

Químicos de producción añadidos tales como inhibidores de corrosión, biocidas, limpiadores, surfactantes y agentes humectantes.

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9. COMO EVITAR LA FORMACION DE LA EMULSION.

Para evitar la formación de la emulsión en campo es indispensable eliminar o minimizar la turbulencia y remover el agua del aceite lo más pronto posible, o en algunos casos, inyectar el surfactante a fondo de pozo. En pozos fluyentes, una agitación considerable es generalmente causada por el gas disuelto saliendo de la solución (el gas se desorbe) conforme decrece la presión. Este gas también casa turbulencia cuando fluye con la mezcla difásica a través de accesorios y restricciones de la tubería de producción.

10. PROCESO COMUN DE DESHIDRATACION DE CRUDOS.

La producción de crudo proveniente de diferentes pozos se lleva a un múltiple de producción, como se muestra en la figura. Este múltiple eta compuesto a su vez por tres submúltiples (de a cuerdo a la presión de la línea de baja alta y de prueba) formados por tuberías de seis pulgadas de diámetro a través de las cuales circula la mezcla gas crudo agua, que luego pasará a los separadores gas- liquido donde se elimina el gas disuelto. Después de los separadores, la mezcla desgasificada pasara a un separador gravitacional para eliminar el agua libre y el crudo no emulsionado. La emulsión w/o se lleva al sistema de tratamiento seleccionado y finalmente el crudo separado pasa a un tanque de almacenamiento para su venta o refinación, el punto de inyección de los químicos es a la salida del múltiple de producción, antes de los separadores.

En la industria por lo general se utiliza una combinación de los métodos térmicos y químicos con uno mecánico o eléctrico para lograr la deshidratación

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efectiva de la emulsión w/o dependiendo de las características del crudo como se describió anteriormente.

11. EQUIPOS UTILIZADO EN LA DESHIDRATACION DE CRUDOS.

11.1. Separadores gas-líquido.

Los separadores horizontales o verticales sirven para separar el gas asociado al crudo que proviene desde los pozos de producción. El procedimiento consiste en que la mezcla de fluidos entrante choca con las placas de impacto o bafles desviadores a fin de promover la separación gas-líquido mediante la reducción de velocidad y diferencia de densidad. El número de separadores varía en función del volumen de producción de gas y petróleo en las estaciones. Se identifican cuatro secciones de separación:a) Separación primaria: Comprende la entrada de la mezcla crudo-agua-gas.b) Separación secundaria: Está representada por la etapa de separación máxima de líquido por efecto de gravedad.c) Extracción de neblina: Consiste en la separación de las gotas de líquido que aún contiene el gas.d) Acumulación de líquido: Está constituida por la parte inferior del separador que actúa como colector, posee control de nivel mediante un flotador para manejar volúmenes de líquidos obtenidos durante la operación.

Los separadores verticales operan con mayor eficiencia a una baja relación gas-petróleo menor de 500 pie3/barril, mientras que los separadores horizontales poseen mayor área superficial y tienen controladores de espumas. En la figura 18 se muestran un tren de tres separadores verticales.

11.2. Separadores gravitacionales.El asentamiento gravitacional se lleva a cabo en grandes recipientes llamados tanques, sedimentadores, tanques de lavado, “gun barrels” y eliminadores de

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agua libre (EAL ó “Free Water Knockout FWK”). Los eliminadores de agua libre (EAL) son utilizados solamente para remover grandes cantidades de agua que es producida en la corriente, pero que no está emulsionada y se asienta fácilmente en menos de 5-20 minutos, figura 19. El crudo de salida de un EAL todavía contiene desde 1 hasta 30 % de agua emulsionada.En el interior de estos recipientes que son de simple construcción y operación, se encuentran bafles para direccionar el flujo y platos de coalescencia. El agua es removida por la fuerza de gravedad y esta remoción provoca ahorros en el uso de combustible de los calentadores. Un calentador requiere de 350 Btu para calentar un barril de agua en 1°F, pero solamente requiere 150 Btu para calentar 1 barril de crudo en 1°F. El calentamiento de agua, aparte de que es un desperdicio de energía provoca problemas de incrustación y requiere del uso adicional de tratamiento químico muy costoso para prevenir la incrustación. Los eliminadores de agua libre (EAL), no son lo mejor ya que ellos solo remueven el agua libre. Están protegidos por ánodos de sacrificio y por aditivos para prevenir la corrosión por el efecto del agua de sal.

Otro sistema que es importante mencionar son los tanques de lavado o comúnmente llamados “Gun Barrels”. Estos recipientes usualmente operan con media parte de agua (colchón de agua) y la otra parte lo cubre el petróleo. Su funcionamiento consiste en que la emulsión entra al área de desgasificación, donde se produce la liberación del gas remanente a través del sistema de venteo. Seguidamente, la fase líquida desciende por el tubo desgasificador y entra a la zona del agua de lavado a través de un distribuidor, que se encarga de esparcir la emulsión lo más finamente posible a fin de aumentar el área de contacto entre el agua de lavado y la emulsión, favoreciendo así la coalescencia de las partículas de agua. La emulsión fluye a través del agua en el interior del tanque de lavado siguiendo la trayectoria forzada por bafles internos que permiten incrementar el tiempo de residencia. El petróleo por ser

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más liviano que la emulsión asciende pasando a formar parte de la zona correspondiente al petróleo deshidratado.

Este proceso de deshidratación se ve afectado por altas velocidades de flujo, exceso de gas, descensos en la temperatura del fluido y recuperación de emulsiones envejecidas; por lo tanto, la eficiencia del mismo depende del control total de estas variables. Tienen un tiempo de residencia entre 3 a 36 horas. Entre los equipos más utilizados por la industria petrolera se mencionan los tanques de lavado de tipo helicoidal, los de tipo rasurado, concéntrico o araña.

11.3. Calentadores.

Los tratadores-calentadores pueden ser de tipo directo e indirecto en función de la forma en que se aplica el calor. En los calentadores de tipo directo el calor es transferido por contacto directo de la corriente alimentada con la superficie interna del calentador. Aunque este tipo presenta problemas de sedimentos y de corrosión pueden manejar mayores volúmenes de fluidos con menor gasto de combustible que los calentadores indirectos. Operan eficientemente en procesos de baja presión y donde los fluidos manejados no son muy corrosivos. Los más utilizados son los calentadores de fuego directo con cajas de fuego de tipo vertical, como se muestra en la figura..

El diseño normal de un calentador tipo vertical cumple las siguientes funciones: 1) Desgasificado de la emulsión de entrada; 2) Remoción de arenas, sedimentos y agua libre previa al calentamiento; 3) Lavado con agua y calentamiento de la emulsión; 4) Coalescencia y asentamiento de las gotas de agua.

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El crudo deshidratado caliente puede ser usado para precalentar la emulsión de entrada usando un intercambiador de calor. Los calentadores no son recomendables para remover grandes cantidades de agua libre, debe usarse un separador EAL o FKW. Las mismas funciones básicas son previstas en un calentador directo tipo horizontal. La alimentación es parcialmente desgasificada, luego es direccionada hacia la parte de abajo del equipo para la separación del agua libre y la arena. Después, la alimentación es calentada y sufre una última desgasificación. Posteriormente, a través de un distribuidor pasa a un baño de agua para finalmente pasar a la sección de coalescencia. Las partículas sólidas, tales como arena, escama, productos de corrosión se depositarán en la parte inferior de estos equipos. Si estos sedimentos no son removidos puede causar los siguientes problemas: 1) Acumularse y ocupar un volumen importante en el recipiente y eventualmente bloquear la corriente de alimentación; 2) Bloquear la transferencia de calor, ocasionando finalmente el colapso del equipo de calentamiento; 3) Interferir en los controles de nivel, ánodos, válvulas, medidores y bombas; 4) Asimismo pueden incrementar el crecimiento bacteriano y la velocidad de corrosión.Para prevenir la deposición de estos sedimentos se pueden instalar “hidrojets” que operando a 30 psia por arriba de la presión de operación del calentador, removiendo los sedimentos para su posterior drenado por la parte inferior del recipiente. Otra alternativa es usar inhibidores de corrosión. En los calentadores de tipo indirecto el proceso de transferencia de calor se efectúa mediante un baño de agua caliente, en el cual se encuentra sumergida la tubería que transporta la emulsión. Este tipo de calentadores disminuye el riesgo de explosión y son utilizados en instalaciones donde es posible recuperar calor, tales como el gas caliente de salida de las turbinas.En general el calentamiento ya sea de tipo directo o indirecto tiene las siguientes ventajas:1. Reduce la viscosidad de la fase continua: un incremento en la temperatura de 10 °F baja la viscosidad de la emulsión por un factor de 2.2. Incrementa el movimiento browniano y la colisión de las gotas de agua para su coalescencia.3. Incrementa la diferencia de densidad entre la salmuera y el crudo.4. Promueve una mejor distribución del desemulsionante.5. Disuelve las parafinas cristalizadas que le dan estabilidad a las emulsiones.6. Debilita la película de emulsionante que rodea a las gotas de agua.

Sin embargo el calentamiento presenta las siguientes desventajas:1. Provoca la migración de los compuestos más volátiles del crudo hacia la fase gas. Esta pérdida de livianos ocasiona una disminución de volumen del crudo calentado y una disminución en su gravedad API.2. Incrementa los costos de combustible.3. Incrementa los riesgos en las instalaciones.4. Requieren mayor instrumentación y control.5. Causa depósitos de coke.

11.4. Coalescedores electroestáticos.

Los procesos de deshidratación electrostática consisten en someter la emulsión a un campo eléctrico intenso, generado por la aplicación de un alto voltaje

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entre dos electrodos. Este dispositivo, generalmente tiene características similares a los de los equipos de separación mecánica presurizados, añadiendo a éstos el sistema de electrodos y de generación de alto voltaje. La aplicación del campo eléctrico sobre la emulsión induce a la formación de dipolos eléctricos en las gotas de agua, lo que origina una atracción entre ellas, incrementando su contacto y su posterior coalescencia. Como efecto final se obtiene un aumento del tamaño de las gotas, lo que permite la sedimentación por gravedad.Un deshidratador electrostático está dividido en 3 secciones, figura 21. La primera sección ocupa aproximadamente el 50% de su longitud y es llamada “Sección de calentamiento”. La segunda sección es llamada “Sección central o control de nivel” y esta ocupa por alrededor del 10% de su longitud ubicada adyacente a la sección de calentamiento. La tercera sección ocupa el 40% de la longitud del deshidratador y es denominada “Sección de asentamiento” del agua suspendida para producir crudo limpio. Las parrillas de electrodos de alto voltaje están localizadas en la parte superior del recipiente, arriba de la interfase agua-aceite.

Entre las ventajas que posee los deshidratadores electrostáticos en comparación con los sistemas de tanques de lavado es que son menos afectados en su operación por las características de los crudos (densidad, viscosidad), agua o agentes emulsionantes, ofrecen mayor flexibilidad, el tiempo de residencia asociado es relativamente corto y por otra parte, son de menor dimensión. Además, con el tratamiento electrostático se obtiene una mejor calidad del agua separada y una mayor flexibilidad en cuanto a las fluctuaciones o variaciones en los volúmenes de producción (Guzmán et al., 1996).Entre las desventajas que presentan los equipos de deshidratación electrostática están:

i. Requerimiento de supervisión constante en su operación.ii. Instalación de sistemas de control más sofisticados, lo que incide tanto en los costos de operación como de inversión.iii. Instalación de sistemas de carga para un mayor control de flujo al equipo, ya que necesitan para su operación condiciones de flujo estables y controladas.

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iv. Los dispositivos del equipo podrían ser afectados por los cambios en las propiedades conductoras de los fluidos de alimentación, cuando se incrementa el agua, la salinidad y la presencia de sólidos.v. El nivel de agua libre es controlado por dos medidores de nivel en paralelo y con diferentes principios de operación. Esta es la variable más difícil de manejar, ya que un valor alto podría hacer que el agua tenga contacto con las parrillas energizadas y halla un corto circuito en el equipo y sus correspondientes daños al sistema eléctrico. Estos equipos se utilizan cuando la velocidad de asentamiento por gravedad es muy lenta, dada por la Ley de Stokes. Por ejemplo una gota de agua de 20 micras de diámetro en un crudo de 33 °API a 100 °F y una viscosidad de 6,5 cp se asienta a una velocidad de 0,07 ft/hr. Como la molécula de agua es polar, el campo eléctrico incrementa la coalescencia de las gotas dispersas en el aceite por dos mecanismos que actúan simultáneamente:1. Sometidas a un campo electrostático, las gotas de agua adquieren una carga eléctrica neta.2. La distribución al azar de las gotas de agua en el seno del aceite al pasar por el campo electrostático se alinean con su carga positiva orientada al electrodo cargado (negativo).Estas fuerzas de atracción electrostática pueden ser mucho más grandes que la fuerza de gravedad presente. La relación de fuerza electrostática con la fuerza de gravedad es de aproximadamente de 1.000 para gotas de agua de 4 micras de diámetro en crudo de 20° API expuesto a un gradiente eléctrico típico de 5 kilovoltios/pulgada.Los tratadores electrostáticos son usados generalmente cuando existen las siguientes circunstancias:• Cuando el gas combustible para calentar la emulsión no está disponible o es muy costoso.• Cuando la pérdida de gravedad API es económicamente importante.• Cuando grandes volúmenes de crudo deben ser tratados en una planta a través de un número mínimo de recipientes.Las ventajas del tratamiento electrostáticos son:• La emulsión puede ser rota a temperaturas muy por abajo que la que requieren los tratadores calentadores.• Debido a que sus recipientes son mucho más pequeños que los calentadores, eliminadores de agua libre y gun-barrels, son ideales para plataformas petroleras marinas.• Pueden remover mayor cantidad de agua que otros tratadores.• Las bajas temperaturas de tratamiento provocan menores problemas de corrosión e incrustación.

12. DISEÑO.DIMENSIONES DE UN GUNBARREL DADO: Rata de flujo de crudo=5000 BPD Temperatura de entrada= 80°F Densidad del agua=1.04 % de agua a la entrada=10% % de agua a la salida=1%

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TEMPERATURA 80°F

DELTA SG 0.165

VISCOSIDAD DEL CRUDO 40

DIAMERO DE GOTA 503

dleff 2.098

V t=1 .78∗10−6∗

(ΔSG)∗dm2

μ

V t=5 .56∗10−7∗

(0 .107 )∗5032

40V t=3 .76∗10

−4 ft / s

q=16Q0ΔT [ 0 .5 (SG )+0.1 ]q=16∗5000BPD∗(10 °C )[ 0 .5∗0 .933+0 .1]

q=453200 btu /h

d=81.8∗[FQ0 μ0( ΔSG )∗dm2 ]1/2

d=25230∗[1∗5000∗400 .165∗(5032 ) ]1/2

d=179.04 in=4,5m

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13. CONCLUSIONES

El crudo, normalmente cuando es extraído del pozo viene con cierta cantidad de agua libre, pero también con agua en emulsión.

El agua es un componente que le resta valor comercial, por lo que se hace necesario eliminarla o disminuirla en el crudo.

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Existen procesos y equipos especializados para disminuir el porcentaje de agua en el crudo.

El agua libre es más fácil de eliminar que el agua en emulsión. Es preferible eliminar el agua libre, debido que la eliminación del agua

en emulsión es más costosa.

14. BIBLIOGRAFIA.

1. CRUDE OIL CHEMISTRY. Simanzhenkov Vasily, Idem Raphael. MARCEL DEKKER Inc. NEW YORK BASEL pag 221-230.

2. DESHIDRATACIÓN DE CRUDO Principios y Tecnología. Shirley MARFISI y Jean Louis SALAGER. Universidad de los Andes.

3. ESTABILIZACION DE EMULSIONES RELACIONADAS CON EL PROCESO DE DESHIDRATACION DE CRUDOS. Doctorado en ciencias aplicadas. Shirley MARFISI. Universidad de los Andes.