REPÚBLICA BOLlVARlANA DE VENEZUELA

UNIVERSIDAD DEL ZULIA

FACULTAD DE INGENIER~A

DIVISIÓN DE POSTGRADO

PROGRAMA DE POSTGRADO EN INGENIER~A DE PETR(-)LEO

DISENO CONCEPTUAL DE EQUIPOS PARA EL

TRATAMIENTO DE CRUDOS Y AGUAS EFLUENTES

Trabajo De Grado Presentado Ante La Ilustre Universidad Del Zulia

Para Optar Al Grado Académico De

Autor: Juan Armando Silva Sánche;!

Tutor: Ing. Jorge Barriento!;

Co- tutora: D,, Marianela Silva

Maracaibo, junio de 2005

Silva Sánchez Juan Armando. DISEÑO CONCEPTUAL DE EQUIPOS; PARA EL TRATAMIENTO DE CRUDOS Y AGUAS EFLUENTES. (2005), Trabajo de Grado. Clniversidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo. Tutor: F*rof. Jorge Barrientos. Co -Tutora D, Marianela Silva.

La presente investigación tuvo como principal objetivo la realización de diseños conceptuales de equipos para el tratamiento de crudos y aguas efluentes. Tanto el crudo como el agua producida por los pozos petrolíferos contienen en su composición contaminantes y residuos indeseables lo que genera problemas en los diversos procesos que se llevan a cabo de industria petrolera. El agua con cierto porcentaje de petróleo y concentraciones de sales minerales y otros elementos perjudiciales al medio ambiente origina inconvenientes ya que no pueden verterse al medio ambiente sin cumplir con los estándares exigidos por el Ministerio de Ambiente, al igual que resulta perjudicial su empleo en equipos y plantas no diseñados para el manejo de un fluido con las características mencionadas, pudiendo originar corrosión, depositación de sólidos entre otros problemas. El petróleo debe cumplir con los estándares iiiternacionales porque resultaría sumamente perjudicial en los procesos de refinación y también se vería afectado su valor en el mercado. Ell tipo de investigación es descriptiva - documental, de carácter Monográfiso con base en el método cualitativo, ya que una vez analizadas las diferentes propuestas iiivestigativas, ésta es la que más se adecua por las características que la definen. La revisión, análisis y propuesta enmarcada en esta investigación derivan cle la escasa iiiforrnación existente referida al uso de equipos, como los desnatadores y de flotación, csí como los procesos de desalación y desulfuración del petróleo. Eista investigación ha arrojado como resultados una revisión y análisis de una serie de procedimientos y métodos que permiten realizar el diseño conceptual de equipos para €11 tratamiento de crudos y aguas efluentes lo que es de gran significación por el aporte c ue, como investigación documental, ofrece en el campo de la ingeniería de petróleo.

Palabras claves: Diseño, equipos. Métodos, tratamientos, crudo, aguas efluentes.

Silva Sanchez Juan Armando. EQUlPMENT CONCEPTUAL DESIGN FOR THE 'I'REATMENT OF CRUDE AND EFFLUENT WATERS. (2005), Trabajo de Grado. llniversidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo. Tutor: F'rof. Jorge Barrientos. Co -Tutora D,, Marianela Silva.

7'he current investigation had like first objective the accomplishment of equipment conceptual designs for the treatment of crude and effluent waters. As much the crude as the water produced by petroliferous wells contain undesirable polluting agents and remainders in their composition what generates problems in the diverse processes that are carried out in the oil industry. Water with certain percentage of oil and cc~ncentrations cf mineral salts and other elements that harm the environment originate disadvantages kecause they can't be spilled to the environment without fulfilling the demanded standards by the Environment Ministry, it is also harming its use in equipmeiit and plants that are not designed for the handling of fluids with the mentioned characteristics, being able to originate corrosion, storage of solids, and other problems. The oil rriost fulfill the iiiternational standards because it would result extremely harming in the refinernent processes and its price in the market would be affected too. 7'he type of investigation is descriptive-documentary, of Monqraphic ctiaracter with kase in the qualitative method, because once the investigative proposals are analyzed, tliis is the one that is more adapted by the characteristics that define ¡t. 'rhe revision, analyses and proposal framed in this investigation derive from the little existing iiiformation referred the use of equipment, like the foam cleaner and flotation, like the cesalination processes and oil desulfure. 'l'his investigation has thrown like results a revision and analysis of some procedures and methods that allow to make the equipment conceptual design for the treatment of crude and effluent waters what is of great meaning by the contribution that, like documental investigation, offers in the field of the petroleum engineering.

Key Words: Design, equipment, methods, treatment, crude, effluent waters.

A Dios, por permitirme obtener las metas

trazadas en mi carrera.

A mis Padres, Danice y Armando por todo el

cariño y dedicación de padres.

A mis hermanas, Marianela, Neris, Edith.

Denise, María Eugenia y Luisana; y mi

hermano Armando por todo su apoyo y

consideración.

A Ibis, mi novia por su amor hacia mi y SLI

apoyo en la elaboración de esta investigación.

Gracias por estar a mi lado. Te amo.

A todos mis sobrinos y sobrinas.

A mis cuñados Carlos Roberto, Roberto, Toño,

Mervin y Ender.

AGRADECIMIENTO

Al Profesor Jorge Barrientos por su

desempeño y colaboración prestada como

Tutor.

A la D, Marianela Silva por la ayuda prestada

en labor de Co - tutora metodológica.

Al Ing. Carlos Roberto Spencer por la

colaboración prestada durante esta

investigación.

TABLA DE CONTENIDO Página

F!ESUMEN ........................................................................................................... f LBSTRAC ............................................................................................................ CIEDICATORIA .................................................................................................... f iGRADECIMIENT0 .............................................................................................

..................................................................................... TABLA DE CONTENIDO ............................................................................................... LISTA DE TABLAS ............................................................................................ LISTA DE FIGURAS

LISTA DE S~MBOLOS .......................................................................................... L.ISTA DE ANEXOS ............................................................................................. IIVTRODUCCI~N ................................................................................................. C:APlTULO

1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA .............................................

1 . 1. Planteamiento del problema ..................................................... 1.2. Objetivos de la investigación .....................................................

1.2.1. Objetivo general ............................................................. 1.2.2. objetivos específicos .......................................................

1.3. Justificación ............................................................................... . . . 1.4. Delimitación ...............................................................................

MARCO TE~RICO ..........................................................................

2.1. Antecedentes de la investigación .............................................. 2.2. Definición de términos básicos ................................................. 2.3. Los hidrocarburos y su clasificación ......................................... 2.4. Conceptualización de emulsión ................................................

2.4.1 .Tipos de emulsiones ......................................................... 2.4.2. Viscosidad de las emulsiones ..........................................

.................................... 2.4.3. Conductividad de las emulsiones ...................................... 2.4.4. Composición de las emulsiones

2.4.5. Formación de las emulsiones .......................................... ..................... 2.4.6. Estabilización y ruptura de las emulsiones

................. 2.4.7. Propiedades involucradas en las emulsiones 2.5. Deshidratación del crudo ..........................................................

....... 2.6. Métodos y equipos utilizados en el tratamiento de crudos 2.6.1 . Métodos Mecánicos ........................................................ 2.6.2. Métodos Térmicos ............................................................ 2.6.3. Método Químico ................................................................

................................... 2.6.4. Métodos eléctricos o electrostático 2.6.5. Desalación de crudos ....................................................... 2.6.6. Procesos aplicados en la remoción de aziifre presente en los hidrocarburos ................................................

2.7. Aguas efluentes ......................................................................... ................................. 2.7.1 . Determinación de crudo en el agua

2.7.2. Determinación de sólidos en el agua ................................

Página

2.7.3. Opciones para el tratamiento de aguas efluantes ............ 2.7.4. Opciones para la disposición de aguas efluentes ............. 2.7.5. Factores determinantes en la aplicación de los tratamientos de aguas efluentes ................................................ 2.7.6. Tratamientos químicos clarificantes .................................. 2.7.7. Procesos para el tratamiento de aguas efluentes ............. 2.7.8. Equipos y procesos utilizados en el tratamiento de aguas efluentes ........................................................................... 2.7.9. Normas y especificaciones para la disposición de aguas

..................................................................................... efluentes

3.1. Tipo de investigación ........................................................... 3.2. Técnicas e instrumentos de recolección de datos .................... 3.3. Procedimiento de la investigación .............................................

IV METODOS Y PROCEDIMIENTOS DE DISEÑO DE EQUIPOS PARA EL TRATAMIENTO DE CRUDOS .........................................

4.1 . Métodos Mecánicos .................................................................. 4.2. Métodos Térmicos ..................................................................... 4.3. Métodos Químicos .................................................................... 4.4. Métodos eléctricos o electrostático ........................................... 4.5. Desalación de crudos ................................................................

V MÉTODOS Y PROCEDIMIENTOS DE DISEÑO DE EQUIPOS ...................... PARA EL TRATAMIENTO DE AGUAS EFLUENTES

5.1. Tratamientos químicos clarificantes .......................................... 5.2. Métodos de diseño de equipos para en el tratamiento de aguas efluentes ................................................................................

5.2.1. Procedimiento de para el diseño de separadores API ..... 5.2.2. Procedimiento de para el diseño de separadores de

.......................................................................................... placas 5.2.3. Unidades de flotación de gas inducido o aeroflotación ..... 5.2.4. Procedimiento de para el diseño de tanques desnatadores .............................................................................. 5.2.5. Tubería de coalescencia ...................................................

(~onclusiones ........................................................................................................ Bibliografía ........................................................................................................... Anexos .................................................................................................................

LISTA DE TABLAS

T'abla Página

Clasificación internacional por grados API y localización de Venezuela en calidad del petróleo ............................................................................. Valores del factor de carga para diferentes tipos de crudo ..................... Parámetros típicos de los procesos de desalación ..................................

Especificaciones de las unidades de flotación con gas disuelto .............. Comparación de los métodos mecánicos para desaireaciói .................. Criterios típicos de diseño . Tiempo de retención ..................................... Dimensiones de tratadores térmicos .......................................................

Diseños típicos de cajas de fuego ...........................................................

Diferentes tipos de tratamiento y los resultados que se ob!ienen con su aplicación ................................................................................................. Factor de corrección por turbulencia ...................................................... Dimensiones y especificaciones del depurador WENCO ........................

LISTA DE FIGURAS

Figura Página

................................. Microfotografías de diferentes tipos de emulsiones Diferentes tipos de emulsiones ................................................................

.......................................................................... Concepto de Viscosidad ...... Fracción de volumen coalescido o clarificado en función del tiempo

......................... Etapas de la coalescencia de una gota contra un plano Efecto del campo eléctrico en las emulsiones ......................................... Medio poroso mojado por agua ...............................................................

.................. Esquema del principio mecánico físico de la deshidratación ......................................................................... Equipo de centrifugación

Tanque de lavado 132 - patio de tanques Lagunillas ............................. Diagrama esquemático de un tanque de lavado .....................................

...... Esquematización de las placas deflectoras de un tanque de lavado Tanque de lavado tipo espiral .................................................................. Tanque de lavado con tubo aspersor ranurado ..................................... Tanque de lavado concéntrico . Sistema de flujo de petróleo .................. Tanque de lavado concéntrico . Sistema de flujo de agua ....................... Tanque de lavado con paraguas distribuidor ........................................... Separadores de agua libre vertical y horizontal ................................... Vista esquemática de un separador de agua libre horizontal can elementos de calentamiento en cada extremo ........................................ Composición fotográfica de materiales y diseños utilizados para la fabricación de separadores de agua libre ............................................. Separadores de agua libre . Patio de tanques Lagunillas ........................ Deshidratador térmico horizontal ............................................................. Deshidratador térmico vertical ................................................................. Sólidos y molécula actuando en la estabilización de las emulsiones ...... Sistema químico de deshidratación ........................................................ Efecto de la polarización en gotas de petróleo debido a la acción de un . .

.............................................................................. campo electroestatico Vista externa de un equipo electrostático para el tratamiento de cruclo .. Composición de micro fotografías de una emulsión tomada a 1;!00 . . rmagenes por segundo ............................................................................ Vista interna de deshidratador electrostático ........................................... Vista interna de deshidratador electrostático ........................................... Vista interna de deshidratador electrostático ........................................... Deshidratador electrostático horizontal .................................................... Deshidratadores electrostático horizontal con rejillas eléctrii=as verticales para flujo de fluidos en dirección vertical ................................. Sistema eléctrico de deshidratación ........................................................ Gráfico de formación de ácidos corrosivos debido a las sales en . . funcion de la temperatura ........................................................................ Proceso de separación en dos etapas, mostrando un plano fotográ41co de la planta de tratamiento y un plano del sistema .................................. Diagrama de una instalación típica de un sistema utilizado en el tratamiento de crudo contaminado con sal ............................................

........................................................................................ Separador API separador de placas corrugadas ............................................................ Unidad de flotación de gas inducido ........................................................ Sistema de flotación de gas disuelto . a) Proceso de flotación . b) Detalles de la cámara de flotación circular .......................................... Tanque desnatador .................................................................................. Corte transversal de tanque desnatador .................................................. Operación de un hidrociclón .................................................................... Hidrociclón ............................................................................................... Hidrociclones desarenadores . Patio de tanques Lagunillas .................... Lecho bacteriano de una etapa de recirculación ..................................... Tratamiento por Iodos activados ............................................................. . . Equipos de desaireacion .......................................................................... Filtro de lecho profundo o filtro de arena ................................................. Filtro de tierra diatomácea ....................................................................... Equipo de filtro de cartucho ..................................................................... Principio cíclico de operación de los tanques de almacenamiento ......... Optimización del uso de gas combustible en un horno ........................... Diagrama de placas paralelas de un separador ...................................... Area proyectada de una placa CFI .......................................................... Corte vertical de una celda de una unidad de aeroflotación .................... Secciones de un depurador WENCO ...................................................... Corte transversal de tanque desnatador ................................................. Grafico de relación entre factor de fricción y número de Reynolds ......... Grafico de intensidad de mezclado "En como función del caudal para varios diámetros de tubería .....................................................................

LISTA DE SIMBOLOS

NP: Emulsión agua en petróleo. NPIA: Emulsión agua en petróleo en agua. A.P.1: Instituto Americano del Petróleo. Bblsldía: Barriles por día. CFI: Separador con interceptores de flujo cruzado. CPI: separador de placas corrugadas. Cps: Centipoises. % A y S: Porcentaje de agua y sedimento. pm: Micrón. p.: Viscosidad. Lpca: Libras por pulgadas cuadradas. MA: Ministerio de Ambiente. "C: Centígrados ó grados Celsius. "F: Grados Fahrenheit . GTL: Gas a líquido (por sus siglas en Ingles) Hz: Hertz. mgIL: Miligramos por litro. mm: Milímetro. Lbm: libras masa. Ohm - cm: Ohmios por centímetro. PIA: Emulsión petróleo en agua PINP: Emulsión petróleo en agua en petróleo. PDVSA: Petróleos de Venezuela S.A. PPM: Partes por millón. PPI: Separadoe de placas paralelas. PTB: Libras de sal por mil barriles de crudo. Pulg: pulgadas. RPM: Revoluciones por minuto. INTEVEP: V: Voltios. Vlcm: Voltios por centímetro.

LISTA DE ANEXOS Anexo Página

Proceso de medición. desarenamiento y deshidratación del crudo LLG . Tanques de lavado LL-Norte 1501 32 ....................................................... Deshidratación Electrostática . Deshidratadores / desaladores Elaker Hughes ..................................................................................................... Deshidratación Electrostática . Deshidratadores / desaladores A(YDC NATCO ..................................................................................................... Separador mecánico KVAERNER .......................................................... Separador mecánico NATCO ................................................................... Características e impurezas comunes en el agua ................................... Ley Penal del Ambiente ........................................................................... Reglamento de clasificación le las aguas y medidas de control de polución de La Cuenca del Lago de Maracaibo ...................................... Perdidas de crudo por evaporación correlaciones matemáticas mi!todo AP I ............................................................................................................ Deshidratación térmica del crudo TJM ..................................................... Requerimiento de calor . Calentamiento indirecto ................................... Requerimientos de calor . Calentamiento a fuego directo ....................... Deshidratación Térmica de crudo ............................................................

Generalmente, los yacimientos petrolíferos, al comienzo y por muchos tiempo de SL

Irida productiva, producen muy bajo contenido de agua, sin embargo, a medida que se!

agotan, el contenido de agua aumenta hasta alcanzar, a veces, niveles por encima de!

!)O%.

Un alto porcentaje de esta agua está asociada con el crudo en forma de emulsióri

r?ntendiéndose por emulsión a un sistema heterogéneo que consta de al menos uri

liquido inrniscible íntimamente disperso en otro en forma de pequeñas gotss.

El agua debe ser removida lo antes posible y en instalaciones cercanas a las áreas

(le producción para ahorrar distancia, tiempo y espacio en el manejo de! crudo, y tanto

inás en los oleoductos como en los tanqueros. Para lograr la remoción del agua

presente en el crudo en forma de emulsión, este debe ser sometido deshidratación el

cual consiste en separar el agua emulsionada del crudo.

El exceso de agua en las plantas de deshidratación puede ser causa (le problemas

operacionales debido al gran aumento de volumen que sufre el agua al ser evaporada,

además, el agua puede generar serios problemas de corrosión.

Ya que el agua asociada a la producción de hidrocarburos es en muchos casos

salada, algunos crudos tienen alto contenido de sal y requieren procesos cle desalacióri

luego de la deshidratación y cuyo objetivo es remover las pequeñas cantidades de

:;ales inorgánicas que generalmente están disueltas en el agua , por tanto,

generalmente se añade agua fresca y se somete el crudo a un segundo proceso de

deshidratación. La desalación es necesaria para evitar daños a los equipos por la

"ormación de cloruros de sales bivalentes. Estas sales pueden ocasionar obstrucción eri

10s equipos y envenenamiento de los catalizadores en procesos de coiiversión más

complejos.

Posteriormente el agua y el crudo ya separados siguen conteniendo residuos de

fluidos indeseados, el agua con trazas de petróleo y el petróleo con un determinado

porcentaje de agua y sedimento, la presencia de minerales como azufre y ciertas sales

entre otros contaminantes, superiores a las especificaciones estab1ec:idas por el

Instituto Americano del Petróleo (API por sus siglas en inglés), para su

c:omercialización.

Como se ha expuesto anteriormente, el agua es también producida can el petrólecl

por lo que es considerada, al igual que este , un fluido de producción. Tento el cruda

como el agua producida por los pozos requieren del cumplimiento de estándares

t?stablecidos, en el caso del petróleo para su comercialización, y cuando se trata del

agua para la disposición final, la cual puede ser utilizada con diferentes propósitos;

(inyección para la recuperación secundaria, generación de vapor, en sistemas de

enfriamiento, etc) o simplemente ser desechada.

El presenta trabajo de grado consistió en una investigación descriptiva -- documental

(le carácter monográfico, en la cual se plantea de forma amplia los métodos y

rocedi di mi en tos para el diseño conceptual de equipos empleados en la industria

petrolera para el tratamiento de crudos y aguas afluentes, lo que involucrci

~>rincipalmente equipos empleados en procesos físicos ó mecánicos, tambikn enmarcci

la revisión de métodos químicos y eléctricos empleados en el tratamiento 'de los fluidos

antes mencionados, así como los procesos de desalación y desulfuración empleado:;

para el tratamiento de crudo.

El presente trabajo e investigación ha sido estructurado en seis capítulos

clistribuidos de la siguiente forma:

Capitulo 1: Presenta el planteamiento del problema y los objc?tivos de 1:)

i nvestigación.

Capitulo 11: Se describen la bases teóricas de la investigación, conceptualización de

~smulsiones, los métodos utilizados en el tratamiento de crudos y aguas efluentes así

como los equipos empleados en dichos procesos

Capitulo III: Define el tipo de investigación y la metodología utilizada para llevar ci

cabo la misma.

Capitulo IV: Se describen los métodos utilizados para el diseño de equipos para el

Iratamiento de crudo al igual que se realizan diseños de estos eauipos.

Capitulo V: Se presenta los métodos utilizados para el diseño de eqi~ipos para el

Iratamiento de aguas efluentes y se realizan diseños de estos equipos.

CAPITULO I PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

'1 .l. Planteamiento del problema.

La industria petrolera, principal fuente generadora de energía y riqueza de nuestrcl

país, es la encargada de la realización de operaciones que involucran desde las etapas

iniciales como lo es la exploración, que permite la ubicación de yacimientos

tmmercialmente rentables para su explotación, pasando por la perforación y producción

La producción de los hidrocarburos, implica no solo la extracción hasta la superficiel

de este recurso, sino, que involucra también la adecuada recolección, tratamiento

tfistribución de estos fluidos (petróleo y gas), y el manejo, tratamiento y disposición del

íigua asociada a la extracción de los hidrocarburos.

Tanto el crudo como el agua producida por los pozos requieren del cuniplimiento de

cstándares establecidos, en el caso del petróleo para su comercialización, y cuando se

trata del agua para la disposición final, la cual puede ser utilizada con diferentes;

propósitos ( inyección para la recuperación secundaria, generación de vapor, eri

sistemas de enfriamiento, etc) o simplemente ser desechada.

Una de las principales etapas en la producción de hidrocarburos se desarrolla en las

iistaciones recolectoras de flujo, la cual es una infraestructura de mediana complejidacl

donde se llevan a cabo una serie de procesos tendientes al adecuado manejo lr

distribución de los fluidos aportados por los pozos productores de una determinada

iirea.

Puede decirse que es en las estaciones recolectoras de flujo donde se inicia en una

primera fase el tratamiento del crudo y agua que junto con el gas, llegan como un fluido

inultifásico a la estación y posteriormente es sometido a un proceso para la separacióri

(le la fase líquida-gaseosa en el caso de separadores bifásicos, y gas-petróleo-agua

cuando se trata de separadores trifásicos.

Posteriormente el agua y el crudo ya separados siguen conteniendo residuos de

fluidos indeseados, el agua con trazas de petróleo y el petróleo con un determinado

porcentaje de agua y sedimento, la presencia de minerales como azufre y ciertas sales

entre otros contaminantes, superiores a las especificaciones establecidas por el

Instituto Americano del Petróleo (API por sus siglas en inglés), para su

<:omercialización.

La problemática generada por el agua aún con un pequeño porcentaje de petróleo y

tmncentraciones significativas de sales minerales y otros elementos perjudiciales al

rnedio ambiente, es que no pueden ser vertidas sin cumplir con los estánderes exigidos

por el Ministerio de Ambiente, al igual que resulta perjudicial su empleo en equipos y

plantas no diseñados para el manejo de un fluido con las características niencionadas,

pudiendo originar corrosión, depositación de sólidos entre otros problemas.

La exigencia de que el petróleo cumpla con los estándares internacionales se debe

z i lo perjudicial que resultaría, por ejemplo, la refinación de crudos con un alto contenidc

tie sales y minerales como el azufre, el cual es un producto que se encuentra en

;abundancia en el petróleo crudo y en el gas natural, bajo la forma de sus principales

tlerivados como son el ácido sulfhidrico y los mercaptanos (hidrocarburos que

contienen azufre en su estructura molecular), estos derivados del azufre se encuentrar

presentes en todas las fracciones de la destilación del crudo, por lo tanto es necesaric

someter todas las fracciones, principalmente las de la destilación primaria, a lo:

procesos llamados de desulfuración.

La necesidad de someter al petróleo a procesos de desulfuración se debe no sólo a

hecho de que el azufre contenido en el petróleo se fija en el platino o rodio contenidos

en los convertidores catalíticos en el proceso de refinación inhibiendo así su función

afectando de esta forma la calidad de las gasolinas y la de los demás combustibles

contribuyendo así indirectamente al incremento de las emisiones de rnonóxido de

iiitrógeno y monóxido de carbono, si no también a que en una planta refinadora que no

cuente con el equipo adecuado para esta función, se generaría un increinento en los

costos asociados al equipamiento de refinerías diseñadas para manejar un crudo de

iwtas características.

Adicionalmente cuando se queman combustibles con un cierto contenido de azufre

:;e ocasionan problemas ecológicos muy graves, uno de ellos es la producción de

trmisiones sulfurosas en la atmósfera durante la combustión, especialmente en las

íictividades industriales y en la producción de electricidad, lo que hace que se libere

tlióxido de azufre, que es el principal componente de la llamada "lluvia ácida".

Los tratamientos de crudo y aguas efluentes orientados a la aplicación y uso de

métodos mecánicos, y el empleo de procedimientos para el diseño de equipos segúri

iiormas API, han sido ampliamente tratados y discutidos en las literaturas gr

inetodologias existentes.

En contraparte los tratamientos eléctricos y químicos, así como aquellos utilizados;

t?n la desalinización y desulfuración de crudo y el diseño de equipos desnatadores gr

Ilotación para el tratamiento del agua, no han sido tan ampliamente divulgados lr

empleados en la industria petrolera a pesar de la importancia que estos revisten para

que estos fluidos cumplan con las especificaciones exigidas para su comercialización y

tlisposición final.

'1.2. Objetivos de la investigación.

1.2.1. Objetivo general.

Realizar el disefío conceptual de equipos utilizados en la industria petrolera para el tratamiento de crudos y aguas efluentes.

1.2.2. Objetivos específicos.

Revisar la bibliografía referida a las metodologias y procedimientos establecidos;

para el diseño de equipos empleados en el tratamiento de crudo y agua.

Exponer las normativas que rigen, según el Ministerio de Ambiente, para el

tratamiento y disposición de aguas efluentes asociadas a la pi-oducción de

hidrocarburos.

Describir los métodos de diseño para equipos desnatadores y flotación en el

tratamiento de aguas efluentes.

Explicar las normativas así como las especificaciones y ~iracterísticas del crudo

según API, para la comercialización.

Detallar la metodología y procedimientos utilizados para la (lesalación 51

desulfuración de crudos.

Revisar diferentes criterios utilizados por fabricantes para el diseñcl de equipos;

para tratamiento de crudo y agua.

Exponer la importancia que reviste el adecuado tratamiento del crudo y aguas;

efluentes.

Ejemplificar diseños conceptuales de equipos utilizados en el tratamiento de!

crudo y aguas efluentes.

'1.3. Justificación.

El diseño conceptual de equipos para el tratamiento de crudos y aguas afluentes e:;

(le gran significación por el aporte que, como investigación documental, ofrece en el

campo de la ingeniería de petróleo.

La revisión, análisis y propuesta enmarcada en esta investigación derivan de Izi

escasa información existente referida al uso de equipos, como los desnritadores y de

ilotación, así como los procesos de desalación y desulfuración del petróleo.

1-a presentación coherente y sistemática de esos procesos y equipos le confiere a esta

investigación la seriedad y el valor exigido a toda investigación de postgrado, sirviendc~

de consulta y referencia de calidad a futuras investigaciones relacionadas con el tema.

'1.4. Delimitación.

La presente investigación estuvo delimitada al estudio de los métodos lr

r roce di mi en tos para el diseño conceptual de equipos empleados en la industria

petrolera para el tratamiento de crudos y aguas afluentes lo que involucra los procesos;

í'ísicos ó mecánicos, también enmarca la revisión de métodos químicos y eléctricos

t?mpleados en el tratamiento de los fluidos antes mencionados, así como los procesos

(le desalación y desulfuración empleados para el tratamiento de crudo.

CAPITULO II

MARCO TEÓRICO

:2.1. Antecedentes.

F. G. Cottrel en 1906, pensó en la posibilidad de romper las emulsionl?~ por medio

(le campos eléctricos, pero no fue si no en 1909 cuando comenzaron sus experimentos,

los cuales funcionaron como se esperaba, reduciendo una emulsión de AL:% de agua y

rjedimentos a menos del 2% y una tasa de 100.000 Bblsldía.

Las bases de la deshidratación por medio de un sistema eléctrico fueron

(lescubiertas en 1909 por Cottrell y Speed, en la Universidad de California. La patente

(le este proceso fue tomada por Petroleum Rectifying Company of Californizi

i'PETREC0).

La explicación original del fenómeno se hacia diciendo que las partículas

:;uspendidas en un medio con una a constante dieléctrica más baja, corrio es el caso

del agua en el petróleo, son atraídas entre sí cuando se forma un campo eléctrico de

alto gradiente en el sistema.

Mientras mayor resistividad tenga el medio (petróleo) es mayor el cainpo eléctricc)

que puede soportar sin romperse y por lo tanto las fuerzas que producen Izi

c:oalescencia son mayores. Los crudos producidos tienen por lo general una resistividacl

ielativamente alta de 106 ohm-cm, y por ello, grandes fuerzas eléctricas pueden hace-

que las partículas de agua se unifiquen.

El método de tratamiento de emulsiones de petróleo involucra el uso de campo:;

eléctricos o electrostático con el propósito de causar que las pequeñas gota:;

dispersadas se muevan, colinden y coalescan.

En Venezuela hasta el comienzo de la segunda Guerra Mundia', se usó Izi

cieshidratación química, pero debido a la escasez de estos producto!; se paso a

c2mplear la deshidratación eléctrica, ahora nuevamente se utiliza en forma preferente los

procesos químicos para separar el agua del petróleo.

En 1936 el lngeniero D.H. Fontine, presentó un resumen de las pr;#cticas más

ciesarrolladas en la deshidratación de crudos emulsionados, determinando que los

métodos químicos y eléctricos son los más exitosos, además incluyó en uri artículo una

I~reve descripción de las características más conocidas de las conclusiones y las

i-ecomendaciones a seguir para la prevención. También incluyo ilustraciones del equipo

i~tiiizando para deshidratar.

Para el año 1960, se diseñó un separador con interceptores de -flujo cruzadc)

clenominado CFI, con dos licencias Pielkenrood Vinitex y Environmental Engineering de

Australia. Este diseño apuntaba a la superación de algunos problemas detectados eri

los separadores de placas paralelas (PPI), y corrugadas (CPI), como por ejemplo el

observado en el CPI, donde debajo de las crestas de las placas se acumulaban gotas

cie crudo por efecto de coalescencia, las cuales, al alcanzar un tamaño subcientemente

grande antes de llegar a la superficie, eran separadas de las placas, reintegrándose a Iz i

corriente principal con el subsiguiente desmejoramiento del efluente del sistema.

De igual manera, tanto en el PPI como en el CPI, los sólidos son separados eri

corriente con la dirección del flujo, con lo que el tiempo requerido para la separación de

los mismos en el paquete de placas, es mucho menor que el requerido para Iéi

separación de crudo.

Con la finalidad de superar estos problemas se desarrolló el CFI que ccinsiste en uri

separador con un paquete de placas corrugadas espaciadas 1,O cm (0,39 Pulg)

alineados 45" en forma cruzada con respecto al flujo de agua.

La Ingeniero Ana Leonor Urdaneta Nava, presentó una investigación en el ario

1983 ante la Universidad del Zulia, acerca de los "Criterios Técnicos - Económico!;

para la Selección de Tanques de Lavado en la Deshidratación del Crudo", en la cual

24

explica una técnica que permita deshidratar grandes volúmenes de crudo. Esta

inetodología consiste básicamente en establecer los parámetros que deben tomarse

en cuenta en el diseño de esos tanques y llevar a cabo un análisis

lécnico - económico (considerando para ello estadísticas y cálculos de un año).

En una tesis presentada por la profesora Nora Navarro en el año 1994 como trabajo

(le ascenso ante la Universidad del Zulia, titulada "Deshidratación de Crudos Livianos EI

Iravés de Campos Magnéticos Variables", se investigó el método para cleshidratar el

crudo liviano por medio de la acción de campos magnéticos variables generados por uri

conjunto de bobinas o solenoide al cual se le aplica corriente aitema de 110v. El

~~etróleo utilizado para la investigación fue el de Tía Juana Liviano.

2.2. Definición de términos básicos.

Aditivo: Producto químico que se mezcla en pequeñas cantidades con uri

producto del petróleo para mejorar la calidad del producto, dándole a éste cierta!;

propiedades especiales.

Aglomeración: Adhesión de dos o más pequeñas partículas de materia para

formar una partícula más grande.

Agrio: Derivado del petróleo que contiene compuestos de azufre, como

mercaptanos y amoníaco que producen mal olor.

Agua libre: Se le encuentra justamente debajo del petróleo y, cuando hay

emulsión, debajo de esta generalmente tiene transparencia de cristal, pero eri

algunos crudos pesados es a veces turbia debido a la suspensión de limo.

Agua y sedimentos: Es la cantidad de agua y sedimento en su suspensión eri

el petróleo o sus productos. Está catalogado como impurezas en suspensión,

independientemente del petróleo.

Aromáticos: Compuestos orgánicos que contienen uno o más anillos

bencénicos.

Asfáltenos: Mezclas de moléculas coloidales polares formada:'; por anillos

aromáticos policílicos condensados, contienen N, O y S, y. Son permeadas poi-

moléculas absorbidas de maltenos. Poseen pesos moleculares entre 10000 1'

100000 y amplios puntos de fusión. Es la familia de componentes clel crudo que

son solubles en heptano.

Asfalto: Material pegajoso sólido o semisólido, de color negro a caftí! oscuro, que

gradualmente se licua cuando se calienta. Sus constituyentes predoininantes sor1

hidrocarburos. Se encuentra en rezumaderos naturales (Guanoco) o se obtiene

como residuo por refinación de algunos petróleos.

Barril: En la industria petrolera, la unidad estándar de volumen es el barril de 4;!

galones EE.UU. (1 59 litros).

Base parafínica: Generalmente, un crudo que tiene un alto porcentaje de

hidrocarburos parafínicos y esencialmente mínima cantidad de asf21ltenos en las

fracciones residuales.

BTU: Unidad Térmica Británica. Cantidad de calor necesaria para aumentar Izi

temperatura de una libra (ovoirdupois) de agua un grado Fahrenheit, a partir dc!

la temperatura de 39,2 "F a su temperatura de máxima densidad. Equivale c i

0,252 kilocalorías.

Caída de presión: Disminución de presión de un fluido en movimiento entre do:;

puntos de un sistema. Laca ida de presión puede ser debida a la fricción en el

sistema o a restricciones en la tubería, tales como válvulas u orificios.

Calor: Forma de energía trasmitida por diferencia de temperatura que se mide

usualmente en BTU o en calorías.

Caloría: Cantidad de calor necesaria, a presión de una atmósfera para aumentae

la temperatura de un gramo de agua un grado centígrado, específicamente de

15" a 16". La kilocaloría (caloría grande, 1 .O00 gramos de agua) es equivalente ;i

3,968 BTU.

Catalizador: Sustancia que provoca y acelera reacciones químicas entre otra:;

sustancias, sin sufrir ella cambios químicos.

Combustión: Acción o efecto de arder o quemar. Reacción química

acompañada de luz y calor.

Coque: Carbón duro que se forma a altas temperaturas por descornposición del

petróleo o carbón.

Corrosión: Reacción química destructiva e indeseable que ataca los metales.

Crudo: Es el fluido (Petróleo, agua, gas y sedimentos) que se produce de una

formación, a través de un pozo o grupo de pozos, sin recibir ningún tipo de

tratamiento.

Crudo dulce: Petróleo crudo que no requiere tratamiento cluímico pan1

removerle la tan poca cantidad de azufre que contiene.

Densidad: Dimensión de la materia según su masa por unidad de volumen.

Derivados: Son los componentes que resultan al someter al petróleo a uri

proceso de refinación y10 petroquímica. Puede ser primario: gas, nafta, kerosene,

gasóleos, residuos; secundarios: gasolina, combustible de aviacióri, lubricantes,

parafinas, petroquímicas: plástico, fertilizantes, etc.

Desalar: Remover cloruro de calcio (Cacl), cloruro de magnesio (Mgcl) o cloruro

de sodio (Nacl) de aceites crudos por métodos químicos y10 eléctricos.

Destilación: Es un proceso en el cual se vaporiza uno o varios de lo:;

constituyentes de una solución. Sin embargo, esta definición solo es aplicablc?

correctamente a aquellas operaciones en las que las vaporizaciones de una

mezcla produce una fase vapor que contiene uno de los constituyertes en mayor

cantidad y se desea recuperar uno o más de estos constituyentes en estado casi

puro. Así la separación de una mezcla de alcohol y agua en sus c.omponentes,

es una destilación, mientras que la separación de una salmuera en sal y agua e:;

una evaporación aun aquellos casos en que el producto sea únicaniente el agua

condensada y no la sal.

Desmulsifícante: Un producto desemulsificante lo podemos definir como una

solución o compuesto químico el cual al ser inyectado en el crudo einulsionadora

reaccionar con el agente emulsificador y producir una sustancia que no tiene

ninguna propiedad emulsificante.

Fiscalización: Representa d proceso por el cual se declara el crudo dentro o

fuera de especificaciones (porcentaje de agua menor o mayor de l), esto sc!

realiza previo muestre0 del tanque de tratamiento o reposo, luego del tiempo

especifico de asentamiento dado al crudo en particular."

Fluido: Sustancia capaz de fluir bajo mínima presión. El termino irlcluye gases,

líquidos y sólidos fluidificados.

Floculación: La floculación es la aglomeración de las gotas en agregado!;

irregulares en los cuales se pueden siempre reconocer las gotas individuales. La

floculación no es un fenómeno irreversible y las gotas pueden volverse

independientes de nuevo si se somete al floculado a una agitación suave (mucho

menor que la agitación requerida para formar la emulsión). La flocul;ación permitc?

qué se formen agregados de tamaño mucho mayor los a los de la:; gotas v que

por lo tanto pueden sedimentarse más rápidamente. Por otra parte las gota!;

floculadas están en contacto (aún lejano) y pueden eventualmente coalescer si

las circunstancias son favorables.

Gasolina: Producto logrado por refinación del petróleo. Es apropiado para usarlo

como combustible en máquinas de combustión interna.

Gravedad API: Escala empírica para medir la densidad de los crudos y lo!;

productos líquidos del petróleo. Se denota la densidad en "grados API". La

desventaja de emplear la gravedad específica en la industria petrolera está en el

hecho de que todos los aceites, desde el más pesado al más liviano, no varíari

en más de 0,4000 de uno al otro, y para indicar la densidad exacta de uri

producto es necesario emplear hasta cuatro cifras. Por esta razón, el Instituto

Americano del Petróleo (API) estableció una escala que tiene una diferencia d e

90 grados API entre los aceites más pesados v los más livianos.

Hidrocarburos: Son compuestos orgánicos cuyas molQculas están formadas

únicamente por átomos de hidrógeno y carbono.

Hidrocarburos aromáticos: Son aquellos que se utilizan como tiisolventes 1,

son materia prima química valiosa. Se trata del benceno, tolueno y xileno.

Hidrodesulfuración: Proceso para la extracción de azufre de un producto por

adición de hidrógeno en condiciones apropiadas para formar sulfuro de

hidrógeno.

Lodo y arena: es la parte sólida presente en el crudo. También se acumula en e'

fondo de los tanques, formando estratos lo que hace que el fondo del mismo sea

bastante irregular. En muchos casos consiste en granos de arena y, en otros

barro o limo.

Mercaptanos: Compuesto orgánico que contiene azufre y tiene la fórmula

general R-SH. Los mercaptanos más simples tienen un olor parecido al ajo,

repulsivo y fuerte que se vuelve menos pronunciado cuanto mayor sea el peso

molecular y el punto de ebullición del producto. Reducen la susceptibilidad del

plomo en la gasolina y promueven la formación de goma debido al icontenido de

azufre.

Moléculas: Grupos fundamentales de átomos que integran los com[)uestos.

Parafinas: Se define como ceras que se pueden presentar de moclo natural en

diversas fracciones del petróleo crudo. Estas se presentan com:, una masa

incolora o blanca más o menos traslúcida, con una estructu~~a cristalina,

resistente al agua y al vapor de agua. Poseen pesos moleculares inoderados y

punto de fusión bruscos. Tiene solubilidad limitada en cruclos. Los cristales de las

parafinas son pequeños e indistintos, estos varían de peso moleculiar desde 40Cl

a 700 átomos y sus moléculas tiene cono promedio de 40 a 513 átomos de

carbono.

Partes por millón (PPM): Representa la medida de concentracióri con la cua

señalamos o medimos la cantidad de desemulsificante inyectado en e

tratamiento del crudo.

Peso molecular: Peso relativo de una molécula de una sustancia respecto al

peso de un átomo de hidrógeno.

Petróleo: Compuesto líquido que se encuentra en la naturalezi~ y consiste

esencialmente de la combinación del carbono (C) con el hiclrógeno (H).

Generalmente hablando, hidrocarburos abarca esta combinación eri sus cuatros

estados: gaseoso, liquido, semisólido y sólido.

2.3. Los Hidrocarburos y su clasificación.

En el capitulo que se presenta a continuación se hace referencia de los aspectos

teóricos que sustentan esta investigación, donde se estudian lo'; métodos, productos )

tquipos utilizados para el tratamiento de crudos y aguas efluentas, que junto con el gas

asociado a la producción de petróleo se conocen como fluidos de producción. El autor

tia creído conveniente realizar una breve definición y clasificacrón los fluidos (crudo 4,

<igua) antes de describir de forma amplia !os métodos utilizados en el tratamien?o dc

13s fluidos antes mencionados.

El petróleo crudo se refiere al hidrocarburo liquido no refinado, que varia del amarillc~

a! nzgro y con variaciones en su gravedad API, mediante la cual se clasifican estor

IiILi -'ci,?r!.r! os en !jvianos, medianos y pesados principalmente.

Una de las desventajas con que se han encontrado los expertos al clasificar los

diferentes tipos de petróleo, comparado por ejemplo, cor: !a clasificccick dc otrcr \ .

< 8 c:ombustibles como el carbón, estriba en que su ct?n~pcri:i.f.ri ?.:1:1 .:: - a - - r - - - - -.-

. . $ , 1 - ., , 1~1;*:1-...? v+rnsif iq o ?rrifilI+~.~C(. l as ~rnporciciqes de los diferentes elenlentos en ur\

petróleo varían ligeramente en un intervalo reiativsrne;ite cstrec! o indepcr.:Ctc:;ii:.r,lc::~c : l

rrt: la :i~r)>lir inriaciDn cn !as p f o p i d i ~ j e s i i a i a 3 que va11 Jt: /OJ ciutitm I.I&J i i y e i ~ ~ o j.

.s. . . . - a - . i $ i . . , . , . $ . . ,>..: .. ;.1.-17.1 17 Ir.? hjti;l;?rfr:jr;, ~9 p) ~ f r ~ ~ ~ r ~ m c .

- ' , ' ' ' J - '

. J . -. - . . - .

Los métodos de clasificación constituyen elementos indicativos de las

r;arar;ierísiicas gerierales de un tipo de crudo. Uno de los sisternm mas utilizsdos cs ci

ric gravedad cspccíficn o grado AP1. Por ctjcrnr!~, riic!rc dc ' 22 TI,<^-: ..!c. 2:: +:*::

!~~.n~r,íf ic:?. iin criirin c(e 40 API !qriverl-cl rspicífica iqrtal a 0.825) tiene, por lo aeneral.

iin valor mayor que un crudo de 20 API (gravedad especifica igual a 0.934) debido e

que cnr;ii::nt: ns5s ft.i~c~iur-ics iigeraa püi ejjcfiiplu, yazwiiiias y iiretlui tiiiii'iiua6 d e - - . V . . * : 4 ; a , , - . - ' A - ;.. . - . - . . - l . - . . - ! -.l.-..- r:>.-.\.. t.-,,: , . : , r . ; r l i ~ n ~ q.-r?lf+q;pn~. ,fiTj, a-- pLlpc(pq C ~ C Z ) R ~ ~ ~ T

- - J , - . L . . . .' . . . . . . .L.. .~ -.- ' C . . . - - .

c:uatro tipos de crudos.

Crudos livianos: Son aquellos hidrocarburos líquidos que tienen Lna gravedad

~uiril~teiidida erilre 30.0 - 40.0 API, ambas inciusive.

Crudos medianos: Son aquellos hidrocarburos Iíquidos que tienen una gravedac

comprendida entre 22.0 - 29.9 API, ambas inclusive.

Crudos pesados: Son aquellos hidrocarburos Iíquidos que tienen una gravedac

comprendida entre 10.0-21.9 API, ambas inclusive.

Crudos extra-pesados: Son todos aquellos hidrocarburos Fíquidos qiie tienen un?

gravedad menor o igual a 9.9 API y una viscosidad > 10.000 Cps 21 condiciones

de yacimiento.

Otra clasificación de los petróleos crudos es de acuerdo a la composición química cl

riaturakza de los de los hidrocarburos que contiene cada crudo:

Crudos de base parafinica: Son hidrocarburos que contienen pa8.afina y muy

poca o ningún material asfáltico. Son aptos para obtener gasolinas de bajcl

octanaje, ceras parafínicas y lubricantes.

Crudos de base Nafténicos o asfáltico: Son hidrocarburos que contienen poca cl

ninguna parafina pero sí material asfáltico en grandes proporciones. Son apto:

para producir lubricantes.

Crudos de base mixta o intermedia: Son hidrocarburos que coritienen tantcl

material asfáltico como parafinico. En su composición entran hidrocarburos

parafínicos y asfáiticos con cierta proporción de hidrocarburos aromíiticos.

La valoración de un crudo también depende de su contenido de azufre. Cuanto

rnayor sea el contenido de azufre, menor será su precio en el mercado. Otros

c:ontaminantes son los metales pesados (como el vanadio y el níquel) y c:untenI-!:! t c l r

*irl. a! i?tml que otros factores influyen en SU cotización en el mercado petrolero como

ID son corrosividad viscosidad o rendimiento específico de determir:adc ?;od!!r,ti) ;--

~~artir de un crudo particular que sirva como referencia.

Por otra parte, el primer corte en las unidades de destilación del crl~do también

afecta su valor, ya que los crudos que dan lugar a valores intermedios, con menores

requerimientos de posterior procesamiento y que satisfagan el uso final que los

demanda tendrán, en general, un precio más alto.

A continuación, a modo de referencia el autor incluye una clasificación internacional

tie lo crudos por país y la ubicación referencia1 de Venezuela.

~ . - - ~ . . - - .- - l I I

TABLA No 1. CLASIFICAC~~N INTERNACIONAL POR GRADOS API Y

! LOCALIZACIÓN DE VENEZUELA EN CALIDAD DEL PETRÓLEO , - . . - -- - - - - - - - - - - ---

Arabian light-34 . . . ~. . . . .- . - - ~ - ~

lran light - 34 -. ~ - . -- -.

Kuwait- 3 1

l . - ~- . . -... . . -. ~ ~~ . . . . . - . . . - - . ~ -

Irak- Basrah - 34 ~ - ~ - ~ . - - ~- -. ~ . . . - - . . . - -

: Qatar Mane- 34 , ~ - --p.---

Zarzaitine-43 (Argelia) l -. ~ - - - . -. ~ - . - - -- - . - . .

I Forcados-31 (Nigeria) ~ -- - -~ - - - -- -. - -. . . - - -. . -

i Zueitina-40 (Libia)

Minas-35 (Indonesia) l . . - - - -..p..- - - - e .. ~ - .

Tía Juana light-31 (Venezuela) 1 - -- - _-__ -- - __ _. - __ - __ - -- - --- - - - -

Oriente- 30 (Ecuador) l. . .. - - - - . - . - - - - -- .-- ~ ~- --

:2.4. Conceptualización de emulsión.

Uno de los problemas asociados a la producción de agua en conjunto con el petrólec~

es la formación de emulsiones, debido a que este es un factor sumamente influyente eri

la deshidratación del crudo, el autor realizará una detallada revisión de las emulsiones.

los tipos, propiedades, composición, formación, estabilidad y ruptura de las. mismas.

Una emulsión es una mezcla de dos Iíquidos inmiscibles, es decir, que no se

mezclan en condiciones normales. Uno de los líquidos esta disperso en el otro en la

ioma de pequeñas gotas, cuyos diámetros en general exceden de 0.1 micrón. La fase

que está en forma de gotas licuantes divididas, es la fase que forma la matriz en el cual

están suspendidos estas gotas es la externa o fase continua. 1-a figura No 1 muestra

rnicrofotografías de diferentes tipos de emulsiones.

, P ---",r

i

-

-, - 1 1 i i

i 1 ii 51 1 111

t.! 7 R Z - WI-TíR YC"'

Figura No 1 Microfotografías de diferentes tipos de emulsiones. A) Ernulsion de agua en petroleo, scL observa la aparición de una película rígida que retarda la coalescencia B) E:mulsión inversa, el tarnañcl (le las partículas de petróleo es uniforme alrededor de 10 pm de diámetro y están dispersadas en la fase continua agua. C ) Emulsión de agua en petróleo con una película de petróleo alrededor de la goda del agua en proceso de ruptura. D) Emulsión petróleo en agua en petróleo. Se observan las gotas dr. petróleo dispersas en las gotas de agua que su vez están dispersas en la fase contirua petróleo. E 1

1:mulsión de múltiples fases, campo Rocky Mountain. La fase dispersa agua coniiene pequeñas partículas de petróleo. F) Emulsión agua en petróleo relativamente escasa. Las gota:; de agua má:e grandes están alrededor de 60 pm, las medianas en unos 40 pm y las más pequeñas de 1 a 20 Um (S) Emulsión de un campo al Oeste de Kansas, contiene aproximadamente 30% de agua rmulsionada eri forma de gotas con un diametro en el rango de alrededor de 60 pm hacia abajo. H) Emulsión de agua er petróleo con partículas de agua dispersas con un tamarío que varia de 250 a 1 pm 1) Enulsión escasc con partículas de agua dispersas que varían en tamaño de 1 a 20 pm Fuente: Petroleum Engineering Handbook. Howard Bradley.

Se llama dispersión a un sistema polifásico en el cual una fase se encuentra en

forma fragmentada (fase dispersada) dentro de otra (fase continua). Existeii varios tipos

(le sistemas dispersados y cada uno tiene una denominación particular, por ejemplo,

tina dispersión de gas en un Iíquido es una espuma mientras que una dispersión de un

Iíquido en otro inmiscible con él es una emulsión; una dispersión de sólidos finos er

iin gas se llama humo, una dispersidn de gotitas en un gas se llama neblina )i.

Finalmente una dispersión de un sólido en un Iíquido se llama suspensión c

simplemente dispersión.

En una dispersión es importante destacar el tamaño de los paquetes de la fase

tlispersa. En efecto, el comportamiento de la dispersión y su efecto depende en buen?

parte del tamaño de los fragmentos. Se entiende por fragmento una cierta cantidad de

materia gaseosa, liquida o sólida, que se llama burbuja, gota o particlila si son de

tamafio macroscópico.

Si son de tamaños inferiores el micrómetro pero netamente superior al tamaiio de

tina molécula, se llama coloide.

Las soluciones coloidales son aquellas que contienen fragmentos de materi2

tlispersadas que son de un lado demasiado grande para que se trate de una soluciór

t~nvencional y de otro lado demasiado pequeños para se separen por sedimentaciór

c?n el campo de la gravedad.

En relación con la definición de coloides en los Cuaderno FlRP No. 607 se expresg'

que:

En el campo de los coloides se encuentran las macromoléculas (coloides liofílicos) las suspensiones sólidas (sales) y los agregados de surfactante (micelas). Cuando una molécula solubiliza un aceite en su interior tiende a hincharse; cuando la solubilización alcancé una iIaccitln notable del sistema, se produce una estructura llamada micro emulsión quc so c:oyó quo era una ornulsi6n conteniendo gotas más peiliicrfías. Una micro emulsión es una solución miscelas "Hinchada", y por lo tanto no es una emulsión sino un sistema rnonofásico.

Según la definición anterior de coloide, el límite superior de tamaño depende

c!sencialmente de la estabilidad del sistema frente a la sedimentación graviiacional.

Si no hay separación por sedimentación se habla de una solución c) suspensiór

c:oloidal o una micro emulsión. Al contrario, los sistemas que se separan poi,

sedimentación (cualquiera sea el tiempo requerido) no son estables y se llamar

c?spumas, (macro) emulsiones o suspensiones.

Para que se origine una emulsión estable, se requieren las siguientes condiciones:

Los líquidos tienen que ser incapaces de mezclarse por si solos.

Debe haber suficiente agitación para dispersar un líquido dmtro del c~tro en forma

de gotitas.

Se requiere la presencia de un agente emulsificante.

El agua y el petróleo no se mezclan espontáneamente y el agente que lo une es ur

c!mulsificante. Los emulsificantes más comunes en las mezclas de agua y oetróleo son.

:isfalto, sustancias resinosas, ácidos orgánicos solubles en aceite. etc. Estas sustancias

se suelen encontrar como una capa media entre las gotitas de agua y petróleo, y por Ic

general los produce el yacimiento petrolífero. Por eso, para separar (3.1 agua y e

petróleo en una emulsión, hay que destruir de alguna manera el emulsificante, para que

puedan unirse las gotitas de agua.

Se han determinados diferentes métodos para separar el agua producida con e

petróleo, tales como:

Asentamiento en grandes tanques y extracción del agua separadamente.

Aplicación de calor.

Adición de compuestos químicos.

Dispositivos mecánicos, tales como los deshidratados eléctricos o mecánicos.

En teoría la separación del agua y el petróleo de toda emulsi6n se realiza si se le da

iin tiempo ilimitado de asentamiento. Gran parte del agua producida con e1 petróleo se

separa sin la ayuda de calor, sustancias químicas o dispositivos mecánicos. En ciertas

c!mulsiones las partículas de agua están rodeadas de un material que hace la5

ctmulsiones duras y estables para resistir su ruptura, y la unión de las gotas dentro de

tin tiempo razonable. Por eso, hay que aplicar calor sustancias químicas c

cleshidratantes eléctricos o combinaciones de los mismos, como medio de acelerar le

separación de agua y el petróleo.

Una emulsión se obtiene mediante un proceso llamado emulsiona~~ión, el cua

consiste en agitar una mezcla agua/aceite/surfactante con un artefacto mecánico u otrc

tipo de agente que genere agitación, como por ejemplo la turbulencia que genere e

flujo de crudo en las tuberías de producción de los pozos y en otros equipos del sistema

(le producción.

El resultado de la operación depende por supuesto de la naturaleza y de las.

proporciones de las fases, pero también de la forma según la cual se lleva a cabo la

c!mulsionación. Eso incluye no sólo el tipo de agente emulsor, sino tambi6n sur

condiciones de utilización, y a menudo la programación temporal y espacial de esta:

c:ondiciones.

2.4.1. Tipos de emulsiones

Las emulsiones de petróleo y agua pueden ocurrir en forma diferente:

Agua en petróleo (AIP): Estas comprenden el 99% de las emulsiones

presentes en la industria petrolera. Se forman estas emulsiones en t?l proceso de

explotación al entrar en contacto ambas fases, agua y petróleo en presencia de

algún agente estabilizador y el contenido de agua pueda variar ertre O y 80%

3E

pero usualmente se encuentra entre O y 35%. En ella la fase dispersa es e

agua, y la fase continua es el petróleo.

Petróleo en agua (PIA): Consiste en glóbulos de petróleo dispersos en una

fase continua de agua. Este tipo ocurre en aproximadamente 1% de las

emulsiones producidas en la industria del petróleo, normalmente se da en e'

agua drenada, posterior al tratamiento de deshidratación.

Petróleo en agua en petróleo (PIAIP): Estas emulsiones raras veces se

encuentran en producción de petróleo. En las areas donde se encuentra, e.

petróleo es de alta viscosidad y gravedad específica o el agua es relativamente

blanda y fresca.

La forma de este tipo de emulsión es hasta cierto sentido muy o~mpleja; los

glóbulos de petróleo están dispersos en glóbulos más grandes de agua las

cuales a su vez están dispersas en una fase continua de petróleo.

Agua en petróleo en agua (AIPIA): Este tipo de emulsiones la:; constituyen

una fase de agua a una segunda fase dispersa de agua. La niisrna se ha

encontrado en la producción de petróleo, aunque experimentalniente puede

prepararse en los laboratorios. Su distribución es exactamente el reverso del tipc

petróleo en agua en petróleo.

Para identificar el tipo de emulsión, se coloca una pequefía muestra de ella en un

microscopio y luego se le agrega a la muestra una pequeña cantidad, ya sea de

petróleo o de agua. El líquido que sea miscible con la emulsión representa la

fase continua. Bajo un microscopio, las partículas de la fase dispersa son

perfectamente visibles, lo que permite que una emulsión compleja pueda ser

también identificada.

En la mayoría de los casos en los cuales se hace una emulsión con dos líquidos

inmiscibles, uno de los Iíquidos es una fase acuosa y el otro una fase aceite u

orgánica. Se usarán las abreviaturas A (agua) y P (petróleo) para dichas fases.

Si la emulsión contiene gotas de petróleo dispersadas en agua, 'e le llamará

emulsión PIA, la emulsión normal para todas las aplicaciones con c?xcepción de

la producción del petróleo, en la cual se denomina emulsión inversa.

Si la fase dispersada es el agua, se llama emulsión AIP, emulsión normal para

los petróleos, inversas para los demás. (Ver Figura No 2).

Figura N" 2. Diferentes tipos de emulsiones.

Pueden existir casos más complejos. Por ejemplo, si las gotas de eceite de una

emulsión PJA contienen en su interior gotitas de agua, se dice que se tiene una

emulsión múltiple de tipo NPIA. (Véase Figura No 2).

Las emulsiones múltiples se encuentran en forma espontánea o por diseño er

varias aplicaciones, particularmente en el campo cosmético o farrnacéu:ico.

Las emulsiones múltiples no pueden definirse con la cont:entración de

ambas fases. Hay que especificar el contenido de fases interna en los dos tipos de

gotas.

Volviendo a las emulsiones ordinarias, la única forma de describir la geometrís

de una emulsión es por su distribución de tamaño de gotas.

2.4.2. Viscosidad de las emulsiones

La viscosidad es la propiedad que caracteriza la resistencia de un fluido z

desplazarse. Se define la viscosidad a partir de un caso simple en el cual un fluidc

se ubica entre dos láminas paralelas distantes de " Y (Ver Figura No. 3). Una de las

láminas se mantiene fija, mientras que la otra se pone en movimiento (paralelamente

a la primera) al aplicarse una fuerza "F". Siendo "V" la velocidad de la lámina y " A el

área correspondiente se obtiene la relación:

Área A Plato móvil

X b Plato fijo

Figura No 3. Concepto de Viscosidad

Esta relación define el coeficiente de viscosidad. A partir de este caso llevado al

límite (diferencial) se deriva una fórmula más general.

Txy es por lo tanto el flujo de componentes " X de la cantidad de rn,~vimiento en

la dirección "y".

Donde q es el esfuerzo ejercido en la dirección " X sobre una superficie " Y

constante por el fluido ubicado a menores valores de "Y.

Por otra parte, Vx, representa el componente en la dirección " X de la velocidad.

Su derivada respecto a la Y que es el gradiente de velocidad llamado velocidad de

deformación o cizallamiento.

(Ec. 2)

La viscosidad de una emulsión depende de numerosos factores, algunos con

carácter físico más o menos determinado, otros de tipo físico - quimiccj cuyo efectc

empieza solamente a entenderse de la siguiente lista de factores, por order

decreciente de importancia con excepción del último.

Viscosidad de la fase externa (go)

Proporción volumétrica de la fase interna (0 ó 0).

Tamaño de las gotas de la fase interna.

Viscosidad de la fase interna.

Efectos electro viscosos.

Efecto del emulsionante, es decir, de la formulación.

2.4.3. Conductividad de las emulsiones.

La conductividad de las dos fases que conforman una emulsión so11 en general

muy diferentes, puesto que la fase acuosa contiene siempre algo de electrolito

disuelto. Por otra parte, la conductividad de la emulsión depende esen1:ialmente de

la naturaleza de la fase continua o externa, puesto que es esta fase la que va a

transportar las cargas. En efecto, la fase discontinua tiene continuidad entre los

electrodos.

Por lo tanto una emulsión de fase continua agua (con electrolito) PI.4 posee una

alta conductividad, mientras que una emulsión de fase externa orgánica AIP posee

una baja conductividad. Esta característica permite deducir inmediatarnente el tipc

de una emulsión de un dato de conductividad bastante aproximado.

Para emulsiones A/P en las cuales la conductividad de la fase ace te es muchc

menor que la del agua.

En la práctica se ha encontrado que en un medio emulsionado agitadc

constantemente, la conductividad de una emulsión, PIA varia esenc;ialmente er

forma proporcional al contenido de agua.

2.4.4. Composición de las emulsiones.

En forma general se usará el término emulsión para refe!-irse a unzi

macroemulsión. Una emulsión es un sistema que contiene dos fases líquidas

inmiscibles, una de las cuales está dispersada en la otra, y cuya estructura es

estabilizada por un agente surfactante llamado emulsionante.

La noción de estabilidad es por supuesto relativa, pero se refiere a una casi

ausencia de cambio durante un período de tiempo suficientemente argo para el

propósito de la aplicación práctica, lo cual puede variar de algunc~s minutos zi

algunos años.

En ausencia de surfactante, una, dispersión liquido-líquido coalesce rápidamente

(ejemplo de la vinagreta). En presencia de un agente emulsionante, la emulsión

puede presentar una cierta segregación gravitacional pero la ~oalesc~rncia de las

gotas es notablemente retardada, aun cuando se tocan (ejemplo de la rrayonesa).

Las cantidades relativas de fase dispersa y de fase contiiua (referidas también

como fase interna y fase externa) influyen notablemente sobre las propiedades.

Debajo de 20% de fase interna se habla de una emulsión de bajo cont~bnido de fase

interna.

En tales emulsiones se puede considerar que hay poca interacción de las gotas

entre sí, lo que permite modelar ciertos comportamientos.

Al otro extremo están las emulsiones de alto contenido de fase in':ema, en las

cuales las gotas de la fase interna ocupan más del 60-70% del volurrien. En tales

emulsiones las interacciones entre gotas dominan los efectos. Más allá de 75%, las

gotas están literalmente al contacto y la emulsión se toma muy viscosa.

La concentración del agente emulsionante es variable, pero en la priictica existen

dos límites. Debajo de una concentración mínima del orden de algurios miles de

ppm (O, 1 % por ejemplo), no hay bastante emulsionante para estabilizar la emulsión.

Más allá de algunos porcentajes (5% por ejemplo), no se gana nada aumentando IE

concentración del surfactante.

En las aplicaciones prácticas se encuentra una concentración de emulsionante

en el rango 0,2 - 3%. Por razones de eficiencia y de costo se usa eil general ur

emulsionante compuesto de una mezcla de varios surfactantes.

2.4.5. Formación de las emulsiones.

Generalmente la formación de emulsiones se debe a la influencia de efectos

mecánicos en el sistema de producción, además de la presencia de sustancias

químicas. Los efectos mecánicos están constituidos por el movimientct del crudo E

través de las líneas de producción, en las cuales debido a los accesorios

involucrados se producen efectos de turbulencia y agitación.

En cuanto a las sustancias químicas, estas se pueden encontrar tanto en el

agua asociada al crudo, como en el propio crudo (asfaltemos y parafinas), y pueden

ser solubles, como jabones de sodio, magnesio y calcio, y bitúmenes; e insolubles

como sílice, negro de humo y arcilla.

Las sustancias químicas son las responsables de la estabilidad de las

emulsiones, ya que son capaces de formar alrededor de las gotas dispersas una

película envolvente que evita la coalescencia de la fase dispersa. Estas sustancias

químicas se conocen como agentes emulsionantes.

Se puede resumir que las condiciones que favorecen la forméición de las

emulsiones son:

Contacto con dos líquidos Inmiscibles: Como se menciono aiiteriormente,

son aquellos que no se mezclan bajo condiciones normales.

Efecto de la turbulencia o agitación: Las emulsiones ncj se forman

espontáneamente, por lo tanto, hay que generar cierto trabajo en el sistema.

Este trabajo es producido por la turbulencia o agitación que c'curre con el

movimiento de los fluidos. Por ejemplo, en el pozo que prodi~ce por flujc

natural, esta turbulencia o agitación puede ser dada por el paso del fluido r

través de las líneas de flujo, conexiones del cabezote, estranguladores, etc.

En pozos de bombeo, la turbulencia y la agitación producida por la bomba es

más que suficiente para la formación de la emulsión.

Existencia de agentes emulsionantes: Las emulsiones poseen un2

estabilidad mínima, la cual se incrementa con agentes siirfactantes cl

emulsificantes y por efectos mecánicos tales como agitadores b,

homogenizadores, estos agentes surfactantes aumentan la estal~ilidad dé las

emulsiones mediante la acción interfacial.

El agente emulsifícante es algún compuesto orgánico o inorgánico que se

encuentra presente en el petróleo crudo y que estabilisa la fase. dispersa, al

formar una membrana o película elástica y fuerte, qui! envuelve la superficie

de los glóbulos.

tos tipos de agentes emulsificantes pueden ser subdivididos de iacueido a su

solubilidad en la fase continua. Entre los agentes ernulsificante:: sólidos, no

solubles, podemos enumerar:

1. Sílice

2. Negro de humo.

3. Arcilla

Entre los solubles se pueden enumerar:

1. Jabón de sodio

2. Calcio

3. Jabón de magnesio

4. Asfalto

5. Bitúmenes

Adicionalmente, ciertas sustancias hidrofílicas como goma y aguia, que no se

encuentran con el crudo, pero que pueden estar presentes en el equipo de

superficie, pueden actuar como agente emulsificantes.

46

2.4.6. Estabilización y ruptura de las emulsiones.

Al someter una mezcla de agua y aceite a un cizallamiento, se produce uné

dispersión de una fase en la otra. Si ninguna sustancia estabiliza esta dispersión

esta se rompe rápidamente al dejarla en reposo. La diferencia de derisidad de las

dos fases produce una segregación gravitatoria; las gotas de la fase dispersa se

desplazan, se juntan y coalescen.

La separación consiste esencialmente en una sedimentación y está regida por la

iey de Stokes que depende de la diferencia de densidad de los fluidos, de la

viscosidad de la fase externa y del tamaño de las gotas.

En presencia de un agente emulsionante, las gotas pueden acerairse pero no

bastante para coalescer, bien sea porque existe una repulsión eléctrica entre ellas,

Sien sea porque existe una barrera esférica o película interfacial que irrlpide que las

gotas puedan entrar en contacto. En ambos casos los agentes emulsioiiantes están

adsorbidos en la interface agualaceite; son sustancias anfifílicas, es decir, con

doble afinidad a la vez polar y no polar.

Prácticamente todos los crudos contienen sustancias susceptiblei; de poseer

propiedades emulsionantes: asfáltenos, resinas, ácidos nafténicos, citros ácidos,

rnercaptanos, bases nitrogenadas etc.

Adicionalmente se sabe que una emulsión puede estar estabilizad~i por sólidos

finamente divididos, los cuales se ubican en la interfase y son susceptibles de inhibir

la coalescencia por efecto esférico. Muchos crudos contienen materiales insolubles

finamente divididos.

También existen una serie de factores que Influyen en la estabilidad de las

emulsiones, estos factores son los siguientes:

= Tipos de petróleo: Los petróleos de base nafténica o asfalténica se

emulsifican con mayor rapidez y permanencia que los de bajo parafínica; esto

47

se debe a que el asfalto y, el betumen que se encuentran en los petróleos de

base nafténica actúan como excelentes emulsificantes.

Viscosidad del petróleo: Se define por viscosidad de un líquido SL

resistencia a fluir. Mientras mayor sea la resistencia de un fluido s fluir, mayor

sera su viscosidad y recíprocamente, el flujo fluirá más fácilmeni:e cuando su

viscosidad sea menor.

Un petróleo de viscosidad alta, es decir, un petróleo que fluye lentamente,

mantendrá en suspensión gotas más grandes que uno con visc:osidad baja.

Un ejemplo común de esto se tiene al observar la velocidad lenta con que las

burbujas de aire ascienden en un jarabe (viscosidad alta) cuando es

comparada con el agua (viscosidad baja).

Las burbujas de aire suben, por el contrario, las gotas de agua en el petróleo

bajan, pero el mismo efecto es evidente. Por mantener gotas mzís grandes y

por ser más lenta la velocidad con que se precipitan, un petróleo de

viscosidad alta requiere más tiempo para que las gotas de Egua puedan

unirse y romper la emulsión. Por otra parte, el tiempo necesario para que

precipiten las gotas de agua es considerablemente mayor. Por Ici tanto, entre

más alta la viscosidad, la emulsión será más estable.

Temperatura: La estabilidad de una emulsión depende de la terriperatura, ya

que ésta controla la viscosidad hasta cierta extensih. Por lo tanto, una

emulsión será más estable a baja temperatura, ya que así lía viscosidad

aumenta siendo mayor la resistencia al movimiento de los glóbulos. Es por

esto, que el calor se aplica en los sistemas de tratamientos.

e Porcentaje de agua: El porcentaje de agua en una emulsión tieie un efecto

hdirecto en su estabilidad. Para una cantidad dada de petróleo y agua, una

emulsión estable puede formarse para una gran cantidad de volumen de

mezcla, pero la emulsión de máxima estabilidad siempre oci~rrirá a una

relación fija-de agua - petróleo. En operaciones comunes, se ha notado que

48

las emulsiones alcanzan su máxima estabilidad para un contenido de agua de

1%, aunque se han encontrado algunas muy estables en las cuales, el

contenido de agua es de un 75%.

El porcentaje de agua en una emulsión tiene un efecto indirecto en su

estabilidad. Mientras mayor sea el porcentaje de agua, mélyor será la

agitación necesaria para que se forme la emulsión. Al coinpletarse la

formación de la emulsión, a mayor porcentaje de agua, mayor -será el

número de gotitas por unidad de volumen, mayor el número cle colisiones

entre las gotitas, favoreciendo la coalescencia y Separándose la emulsión del

petróleo y agua más rápidamente que si el porcentaje de agua fuese menor.

Eilo no implica sin embargo, que no puedan existir ernulsiones con elevado

porcentaje de agua que sean perfectamente estables.

ha composición del agua de formación puede ser un importante factor en la

estabilización de la emulsión en el crudo, los iones bivalentes semejantes

como el Ca' Y Mg' presentes en el agua de formación forman jabón con el

ácido orgánico del petróleo (Ácido Naftenico); este jabón forma una película

estable en la interfase. Además, de estos iones bicarboniatos (HC02)

contenidos en el agua de formación pueden introducirse en la interfase y

contribución, incrementar la estabilidad de la película.

Edad de una emulsión: Si una emulsión es producida en el interior de un

ianque y no es tratada, una cierta cantidad de agua precipitará por gravedad.

A menos que alguna forma de tratamiento sea empleada para completar la

ruptura total, habrá un pequeño porcentaje de agua en el petróleo aunque se

alargue el tiempo de precipitación. Como se señaló anteriormente, este

porcentaje pequeño tiende a estabilizar la emulsión. Esto explica, el por qué

algunas emulsiones se hacen más estables y más difíciles de tratar después

que han envejecido. Es decir, con el paso del tiempo, una porcmón del agua

precipita y el porcentaje más pequeño que permanece en el petróleo hace a

esa porción de la producción total más difícil de tratar.

Agente emulsificante: El agente emulsificante es probablemerite el factor

determinativo de la estabilidad de las emulsiones. Sin un agente

emulsificante, la formación de una emulsión sería imposible. No hay duda de

que hay una diferencia considerable, entre las potencias de estos agentes

para afectar la estabilidad de las emulsiones, pero no parece héber una lista

de estos agentes en el orden de sus efectos estabilizantes.

Residuo de carbón: El efecto de los residuos de carbón en la estabilidad de

[as emulsiones es comparable al de la viscosidad del petróleo, e:; decir, entre

mayor contenido de residuos de carbón haya en el petróleo, mayor será su

estabilidad y viceversa.

Campos el4ctncos: La estabilidad de una emulsión aumentaríli cuando las

cargas de las partículas aumenten. Algunas emulsiones son '3stabilizadas

completamente por atracción eléctrica.

Exposición al aire: Se ha comprobado que las emulsiones se c:onvierten en

más estables cuando están expuestas al aire. Esto es debido a que el

oxígeno del aire va a reaccionar con los componentes en el crudo para formar

un agente emulsificante. Esta acción ocurre muy rápidamente y sólo unos

pocos segundos de exposición al aire son necesarios para estabilizar la

emulsión a su máximo.

Tamaiio de las partículas: Se ha encontrado que cuando los glóbulos los

aumenta de tamaño tiende a precipitarse. Puede establecerse que mientras

menor sea el diámetro de las gotitas, más estable resultará la emulsión

formada. En cambio, mientras mayor sea su diámetro, tenderán a coalescer

rompiendo la emulsión. Se ha encontrado que con diámetros de gotas 10

micrones (0.01 mm) se logran emulsiones estables.

Hay muchos otros factores que afectan la estabilidad de las emulsiones, como

por ejemplo los métodos de producción, etc., que no se han considerado factores

anteriormente nombrados deben ser tomados en cuenta junto con la experiencia ce

campo, para asegurar una operación de tratamiento satisfactorio.

Una emulsión es por definición un sistema termodinámicamente inestable y tarde

o temprano debe separarse en dos fases. Es relativamente fácil clecir que una

emulsión se ha roto, pero es difícil definir experimentalmente un valor de SJ

estabilidad.

La única medida realmente absoluta de la estabilidad de una ernulsión es la

variación del número de gotas en función del tiempo. Tal información no se puede

obtener experimentalmente sino mediante la variación de la distribución del tamaño

de gota con el tiempo. Desde el punto de vista experimental tal metlición implica

bien sea que se tome una muestra, bien sea que se diluya el sistema completo cori

un gran exceso de fase externa. El resultado del primer método depende

considerablemente de la posición del muestre0 y el segundo puede ernplearse una

sola vez, porque altera el estado del sistema.

Por lo tanto la estabilidad de una emulsión se relaciona en general con el

volumen de las fases separadas. Después de algún tiempo el sisterra se separa

típicamente en tres zonas: una zona central que contiene una nata o emulsión de

alto contenido de fase interna y dos fases separadas: la interna (coalescida) y la

externa (clarificada). Se ha demostrado recientemente que estos criterios dan

resultados satisfactorios cuando se le da una interpretación adecuada.

La figura No 4 indica la fracción de volumen coalescido en función del tiempo.

Esta curva posee una forma sigmoide, la cual es característica de un ,proceso con

varias etapas.

Durante un cierto período inicial no se separa ningún volumen; este período de

iniciación corresponde a la sedimentación de gotas y al drenaje de la fase externa

hasta alcanzar una emulsión compactada en la cual las gotas "no se tocan". En

realidad las gotas están separadas por una película delgada de fase externa, en la

cual la interacción entre las interfases empieza a jugar un papel importzinte y puede)

producir un efecto notable de retardo.

Cuando las películas empiezan a alcanzar espesores del orden de 200, sor

susceptibles de romperse, provocando así la coalescencia de las gotas y IE

formación de un volumen separado. Está etapa corresponde la parte ascendiente

de la curva, cuya forma sigmoide puede interpretarse como la función acumulativr

de una distribución normal, lo que no es de extrañar por e4 carácter aleatorio de

proceso de ruptura.

:O 1 O0 1 O00 10000 Tiempo

Figura No 4. Fracción de volumen coalescido o clarificado en función del tiempo.

Con el fin de cuantificar la estabilidad con valor numérico. se ha propuesto usar

el tiempo requerido para que coalesca la mitad (u otra fracción) del volumen de

fase interna, es decir, el tiempo en el cual V N m = '/2 .

En lo concerniente a las rupturas de las emulsiones existe11 diferentes

mecanismos involucrados. No es fácil estudiar el mecanismo de ruptura de una

emulsión porque involucra muchas gotas a la vez. Por tanto, los mecanismos

52

elementales se estudian en general sobre un sistema más simple, por ejemplo aquél

que presenta una sola gota de fase dispensadora que se acerca a iina interfase

plana.

La figura No 5 ilustra las etapas de una emulsión AIP, ejemplo: Enfoque la

situación de una gota de agua (A) que se acerca a la interfase entre la fase continua

"P", y la fase "A" ya coalescida.

Figura No 5. Etapas de la coalescencia de una gota contra un plano.

Sedimentación: Primero la gota se desplaza en el camoo de gravedad por e

empuje de Arquímedes, según el proceso llamado sedimentación.

La sedimentación gravitatoria, sigue la Ley de Stokes, que permite calcular IE

velocidad de caída, V

donde R es el radio de la gota, supuesta esférica y rígida, g la aceleración de Iz

gravedad, A p la diferencia de densidad y q la viscosidad de la fase externa.

En realidad la Ley de Stokes debería modificarse porque en el caso de un2

emulsión, varias gotas caen a la vez y existen interacciones entre ellas.

Lo importante aquí no es el valor numérico sino el hecho de que la Ley de Stokes

indica cuáles son los factores importantes. Así se nota que la \lelocidad de

sedimentación es proporcional al cuadrado del radio y a la diferencia dc? densidad, y

es inversamente proporcional a la viscosidad de la fase externa.

Al dejar una emulsión en reposo, la diferencia de densidad entre las fases

produce una separación gravitacional en la cual las gotas de fase int'srna bajan c

suben de acuerdo a la ley de Stokes, o más exactamente a una ley de Stokes

corregida por los efectos de interacción gotalgota, la convección inti-a-gota y los

fenómenos superficiales (gradiente de tensión, electrovíscosidad). Ests

sedimentación produce la formación de una nata, la cual consiste en zgregados de

gotas floculadas dentro de un volumen de fase externa que poco a pocc se drena.

Al flocular, las gotas pueden, bien sea coalescer inmediatamente, bien see

perdurar en contacto durante un tiempo considerable. Todo depende del tiempc

requerido para que se drene la película de fase externa que se encuentra entre la$

gotas floculadas.

La velocidad de sedimentación depende esencialmente de la ley de Stokes, es

decir, de la diferencia de densidad y del tamaño de gota.

La velocidad de floculación o agregación de gotas depende del número de gotas

y del estado superficial de estas gotas. La teoría de Von Smoluchov/ski sobre Ic

floculación de coloides liofóbicos es más o menos válida para las emulsiones. Si el

potencial atractivo-repulsivo posee un mínimo secundario se producirá la floculación.

Tal teoría prevé que el volumen promedio de gotas crece linealmente en el tiempc

(caso de coagulación rápida).

Sin embargo, una emulsión floculada no está coalescida, y por lo tanto no esta

rota. La coalescencia depende más que todo de factores químicos, ES decir, del

54

estado de la interfase. No hay todavía un estudio completo de esta última etapa en

el caso de una emulsión, aunque se hayan realizado estudios del tipo ~coalescencia

de gota contra plano.

Como la sedimentación es la primera etapa en la ruptura de uria emulsión,

retardar la sedimentación equivale a aumentar la estabilidad, aunque no en forma

necesariamente proporcional, porque la estabilidad puede depender en mayor grado

de las otras etapas.

Se aumentará el tiempo de sedimentación (y eventualmente la estab lidad) :

Al reducir el tamaño de las gotas.

Al reducir la diferencia de densidad entre los fluidos.

Al aumentar la viscosidad de la fase externa.

Si en la práctica se logra llevar la velocidad de sedimentación calc:ulada por la

fórmula de Stokes a menos de 5 mmldía, se llegan en las condiciones en las cuales

el movimiento browniano domina la sedimentación.

Nótese que eso no significa que la emulsión esté estable, ya que1 la segunda

etapa es determinante. Sin embargo, eso significa que las fuerzas de sc?dimentación

no serán responsables de la ruptura de la emulsión.

Para una emulsión poco estable el mecanismo dominante es la sedinientación.

Cuando la floculación es el mecanismo dominante (lento), es que existe una

barrera notable a la floculación, pero no a la coalescencia. Es típicamente el caso de

un sistema con fase externa muy viscosa.

Según Antón - Alager (1 986: 54).

La floculación y la coalescencia se producen inmediatamente en este caso. Se observan tales fenómenos con dispersiones líquido-lrquido en ausencia de surfactante, o en sistemas cuya formulación es ó~tima, en los cuales el surfactante no está presente a la nterfase (le las gotas porque está atrapado en la micro emulsión.

Finalmente el tercer caso, aquel en el cual el drenaje de la pelíc:ula intergot~

puede estar retardado por numerosos factores:

Repulsión electrostática de cargas absorbidas.

e Interacción esférica entre moléculas adsorbidas.

Formación de películas rígidas.

Alta viscosidad interfacial.

Efectos electroviscosos.

Los métodos de deshidratación ruptura de emulsiones tienden todo:; a reducir e

efecto de los siguientes factores (Cuaderno FlRP 853):

introducción de electrolitos (fase externa agua).

Reducción de viscosidad de la fase externa (calentamiento).

Desorción de moléculas adsorbidas (calentamiento, demu1:;ionantes).

Si bien es cierto, que una emulsión con gotas pequeñas tarda miis tiempo er

sedimentarse y flocularse, dos gotas pequeñas coalescen más fácilmente que dos

gotas grandes (menor película a drenar). Sin embargo, a medida que coalescen las

gotas, el área disminuye y se produce una acumulación del material acisorbido a Iz

interfase, lo que resulta en formación de películas "protectoras" rígidas. Por eso une

emulsión "vieja" es en general más estable, o mejor dicho coalesce más lentamente

que una emulsión recién producida.

Por lo tanto si se quiere aumentar la estabilidad de una emulsión coriviene:

Disminuir el tamaño de partícula.

Aumentar la viscosidad de la fase externa.

Usar un surfactante susceptible de producir repulsiones electrostáticas cs

estéticas, y eventualmente capaz de formar películas rígidas.

El papel de los surfactantes en la ruptura de las emulsiones es de sumé

importancia, ya que, la presencia de estos es lo que permite controlar los diferente:

fenómeno involucrados en la etapa de drenaje 1 floculación, cuya escala de tiempc

puede variar de una fracción de segundo a varios años y hasta más en sistemas

perfectamente meta - estables.

El surfactante es susceptible de contribuir a la carga eléctrica adsorbida, bien sez

neutralizando lo existente, bien sea aumentándola.

La adsorción de surfactante en la interfase, particularmente los suifactantes de

alto peso molecular, puede resultar en un efecto de repulsión estático. Este efectc,

depende por supuesto del tamaño del grupo que produce la interacc:iÓn, y de IE

densidad de adsorción interfacial.

Según que la presencia de surfactante aumenta las repulsiones electrostática )

estática, o la reduce, se tenderá a estabilizar o a desestabilizar la emul:;ion.

Sustancias orgánicas o inorgánicas susceptibles de aumentar o de disminuir 1s

densidad de absorción o el espesor de la doble capa eléctrica son también factores

susceptibles que afecta la estabilidad de la emulsión. Por ejemplo la adición de

electrólitos a sistemas iónicos tiende a comprimir la doble caoa eléctrica y por tantc

a reducir la repulsión electrostática, lo que resulta en general en una -educción de

estabilidad de una emulsión PIA.

La presencia de alcohol tiende a apartar las moléculas surfactantes ;absorbidas, y

por tanto, tiende a reducir la densidad interfacial y los efectos repulsivos asociados.

La mezcla de surfactantes con grupos estéticos de tamaño variade, tiende E

aumentar el alcance del efecto estético y a menudo aumenta la estabilicad.

Por otra parte, la presencia de surfactante es determinante en lo:; fenómenos

interfaciales dinámicos que tienden a retardar el drenaje de la pelíciila; mayor IE

carga superficial, mayor el efecto electro-viscoso, mayor la interacción de las

moléculas de surfactantes entre si, mayor la viscosidad interfaciiil, mayor IE

interacción entre el surfactante absorbido y el fluido de la película, mayor el volumer

gelificado y mayor la viscosidad aparente.

El comportamiento del surfactante en la interface agualaceite es por tanto el

factor en la estabilización de emulsiones, aunque otras variables pueden influenciai'

los fenómenos dinámicos, tales como la presencia de electrólitos (afecta la doble

carga), o la presencia de polimeros (gelifica el solvente).

2.4.7. Propiedades involucradas en las emulsiones.

La influencia de las propiedades físicas como la diferencia de densidad, le

viscosidad de la fase externa y el tamaño de las gotas es obvia y nci se discutiri

más.

Estudios recientes han mostrado que las propiedades de las interfases pueder

tener un efecto determinante; aunque no esté completamente claro qué? importancis

relativa tiene cada propiedad o cada fenómeno, conviene resumir lo que se sabe

con cierta seguridad.

Efecto de la tensión ínter-facial: A menor tensión interfacial, menor el

tamaño de las gotas, para un proceso de agitación dado. Sin eml~argo, se h~

definitivamente demostrado que una reducción de la tensión interfacial no es

suficiente para aumentar la estabilidad de una emulsión.

58

Incluso se ha hallado muy recientemente que los sistemas de tensiór

ultra -baja producen emulsiones inestables.

Estudios de tensión interfacial entre crudo y agua en función del tiempo de

contacto muestran que la tensión disminuye con el tiempo y que :;e requiere c

menudo varias horas de contacto para obtener un valor estable.

La estabilización de la tensión interfacial depende del PH de la Fase acuosa.

io que indica que los emulsionantes naturales pertenecen a diferentes

familias, de los cuales se diferencian por lo menos dos tipos: ácidos y bases

nitrogenadas. La adsorción en la interfase presenta una histéresis que índicc

que las diferentes moléculas emulsionantes poseen cinética de equilibrio muy

diferentes.

Viscosidad interfacial: La viscosidad interfacial mide la resistencia de I c c

capa emulsionante adsorbida a deformarse. Como esta capa está ligada cor

la película de fase externa que debe drenarse, la viscosidad interfacial tiene

que ver con la estabilidad.

Existe evidencia de que la existencia de películas de alta viscosidac

interfacial reduce, a veces considerablemente, la velocidad de c:oalescencia.

Tales circunstancias ocurren a menudo en presencia de fase acuosa ácida, y

se forman películas interfaciales viscoelásticas que llegan a xoducir unc

barrera esencialmente mecánica respecto a la coalescencia.

Sin embargo, estas películas casi - rígidas se forman lentamente,

probablemente porque la compactación de las moléculas impliix un arreglc

orientado que no puede producirse sino como resultado acumulativa

de un equilibrio dinámico.

Por otra parte, se puede también obtener emulsiones estables aun con una

viscosidad interfacial baja; por lo tanto, si bien es cierto que una alta

viscosidad interfacial está asociada con emulsiones estables, el corolario nc

se aplica.

59

Compresibilidad de películas interfaciales: La variación de la tensióri

interfacial con el área permite analizar la compresibilidad de las películasl

interfaciales. Al coalescer dos gotas, el área interfacial se reduce rápidamente

y las moléculas adsorbidas de emulsionante de la interfase estár sometidas 2

una compresión.

Existe una correlación muy nítida entre una alta estabilidad de la emulsión 4-

(a existencia de películas interfaciales incompresibles. La inconpresibilidac

interfacial esta asociada con una estructura organizada y una baja velocidac

de desorción. Hay evidencia de que, la presencia de agente deml~lsificante er

la película adsorbida puede tener un papel determinante en la reducción de Ié

rigidez. Cuando la película es muy compresible, las emulsiones

correspondientes son muy inestables.

Envejecimiento de la interfase: A medida que la interfase envejece, Iz

adsorción de sustancias surfactantes se completa y la rigidez cle la películc

interfacial aumenta, hasta lograr su valor estable típicamente después de 3 - 4 horas.

De esto resulta que cuando más "vieja" una emulsión, más estable es. Estc

explica porque los experimentos de laboratorio no producen siempre los

rnismos resultados que en el campo.

Por otra parte, esto significa que el tratamiento para romper cna emulsión

debe efectuarse lo antes posible, incluso en forma preventiva, es decir antes

de que se produzca la emulsión. Esto es el propósito de los métodos de

inyección de demulsificante en fondo de pozo.

Efecto de los cationes: Los cationes divalentes, calcio y magnesio tienen

tendencia a producir una compactación de las películas adsorbidas,

probablemente por efecto de pantalla electrostática de un lado, y por casi

precipitación de sales en la interfase.

Efecto de los agentes demulsionantes: Los agentes dernulsionantes

son sustancias surfactantes susceptibles de inmiscuirse en la interfase y

desplazar parcial o totalmente los surfactantes naturales. Según los casos se

deben diferenciar dos efectos; uno en el cual la adsorción del dc:mulsificante

inhibe la formación de una película rígida, y el otro en el cual el dc?mulsificante

debilita la película y la torna compresible.

Los demulsionantes son en general moléculas anfífilas de peso rriolecular alto

(polímeros) y por tanto pueden competir con los surfactantes naturales para

adsorberse en la interfase, e incluso pueden mezclarse con estos.

Las emulsiones A/P están estabilizadas por surfactantes naturales de tipo

lipofílico, es decir solubles en aceite. Hace ya varias décadas se ha

observado que los demulsionantes para sistemas WIO son surfactantes

hidrofílicos, es decir, sustancias que promoverían la formac:ión de una

emulsión.

Efecto de la temperatura: La temperatura puede ifluenciar ~larios de los

fenómenos mencionados. Al disminuir la viscosidad un aumento de

temperatura facilita la floculación.

Un aumento de temperatura tiende a reducir la rigidez de las películas

interfaciales y a desestabilizarlas. Sin embargo, también produce una

aceleración del proceso de formación de dichas películas, ya que aumenta el

valor del coeficiente de difusión de los surfactantes naturales.

En presencia de surfactantes amónicos, un aumento da temperatura aumenta

la afinidad de estas para la fase acuosa mientras que el invers:, ocurre con

surfactantes no iónicos.

Efecto de un campo el6ctsico: Cuando una gota de agua está ubicadcc

dentro de un campo eléctrico intensos, se produce un dipolo inducido en el

sentido contrario. La deslocalización de carga somete la gota a un esfuerzo

de elongación en la dirección del campo.

-

-

Campo

-

Eléctrico

-

Negativo

-

+ + Campo

+ Eléctrico

+ Positi~~o

+

Figura No 6. Efecto del campo eléctrico en las emulsiones.

Cuando varias gotas vecinas están sometidas a un campo eléctriso, las gotas

que se ubican en la dirección del campo poseen polos de signo contarios

frente uno a otro y se atraen. La ley de Coulomb, indica que las fuerzas

electrostáticas son inversamente proporcionales al cuadrado de la distancia

entre las cargas. En el caso presente de dipolos inducidos, se puede calcular

que la fuerza de atracción entre dos gotas de radio R ubicadas a una

distancia d (entre centros) es:

Ec. (4)

Donde "E" es el campo eléctrico o gradiente de potencial y "K" es una

constante que depende entre otras cosas de la permitividad del aceite. Se

observa que la fuerza varía de manera inversamente proporcional en el

término d/R, tomándose importante para d/R < 3 es decir, cuando la distancia

entre la superficie de las gotas es inferior al radio de las mismas.

En los procesos de deshidratación electrostática se utilizan gradientes de

potencial de hasta 400 voltios/cm, con comente alterna de 100 tlz. Debido a

la comente alterna, el efecto promedio del campo sobre el desplazamiento de

las gotas es nulo; sin embargo, las fuerzas atractivas entre gotas vecinas se

mantiene siempre de misma dirección ya que el dipolo inducido está siempre

en dirección opuesta al campo.

Uno de los resultados adicionales del campo alterno es que la intensidad de

la fuerza varía como , es decir, un seno cuadrado, y que la elongación de

la gota también es periódica, ya que ésta se contrae de nuevo cuando E

decrece cuyo resultado es debilitar la película absorbida de ernulsionantes

naturales.

Al acercarse suficientemente dos gotas, la fuerza atractiva se toma

considerable y la coalescencia es inmediata. Cuando menor la tensión

interfacial, mayor el alargamiento de las gotas en el campo y por lo tanto

mayor la posibilidad de contacto con sus vecinas.

Sin embargo, se debe notar que si la gota es demasiada alargada la atracción

de cada polo por los electrodos puede producir una ruptura de la gota. Por

eso el tiempo de pasaje de la emulsión entre los electrodos es relativamente

corto y el gradiente de potencial no supera el valor crítico del orden de 1100

Vlcm

Efecto de la presencia de un sólido mojado: Al poner en c:ontacto una

emulsión A/P con una fase sólida mojada por el agua, las gotas de agua

tienen tendencia en adherirse a la superficie y extenderse sobre ella.

Cuando dos gotas entran en contacto con la superficie en sitios vecinos, la

expansión de cada una de ellas sobre el sólido hace que entren en contacto y

coalescen sobre el sólido.

Al hacer pasar una emulsión a través de un medio poroso cuya superficie

está mojada por la fase dispersa, se promueve la coalescencia de las gotas.

A la salida del medio poroso la fase coalescida puede eventualmente volver a

dispersarse, pero esta vez en forma de gotas de gran diiimetro cuya

separación gravitacional no presenta problemas.

Los medios porosos mojables por el agua usados en los procesos de

deshidratación fueron primero filtros de paja. Hoy en día se usa también

medios porosos fibrosos del tipo lana metálica o fibras de vidrio. La

mojabilidad al agua se mantiene con la presencia en la formulación

demulsificante de un surfactante con propiedades humectantes.

Emulsión Fina A/P

Fibra Hidrófila

Gota grande (A)

Figura N" 7. Medio poroso mojado por agua.

2.5. Deshidratación del crudo.

La presencia de agua en el crudo es indeseable, no solo por que es una impureza

sin valor, sino más que todo porque el agua contiene sales inorgánicas tales como

Cloruros, Sulfatos y Carbonatos de Sodio, Calcio o Magnesio, susceptibles de provocar

(a corrosión de las instalaciones de transporte y de refinación.

Toda empresa petrolera presenta dos grandes problemáticas: la primera es como

edraer de la mejor forma posible el petróleo de los distintos pozos; y la segunda es

mmo separar el agua asociada con el petróleo que se produce en los yacirr ientos.

Ya que gran parte del petróleo producido en algunos campos asume la txma de una

densa o estable emulsión de agua en petróleo, se requiere de la aplicación de

diferentes tipos de tratamientos para lograr que pueda separarse la mezcla

agua - petróleo, esto puede realizarse por diferentes medios como lo son. mecánicos,

tc.tirmicos y químicos.

Con el objeto de separar dicha agua del petróleo las empresas someten al crudo

producido a un proceso de tratamiento conocido con el nombre de deshitlratación. La

deshidratación puede definirse como el proceso mediante el cual se separa el agua

libre y10 emulsionada presente en el crudo y se reduce el contenido de la misma junto

con los sedimentos hasta niveles que estén dentro de las especificaciones del mercado

y refinación, éstas especificaciones de comercialización segun API exigen que el

porcentaje de agua y sedimento (% AyS) en el crudo no puede ser mayor a: 1 %

Las causas principales por las que el crudo debe ser deshidratadc) hasta este

~orcentaje de agua son:

Que el agua causaría corrosión y disposición de coke en la refinería, así mismo

como aumentos anormales de la temperatura de operación en los equipos.

El agua causa un costo mayor en el transporte del petróleo y también corrosión de

tanques y oleoductos.

Mayor gasto del equipo a la mayor viscosidad de los crudos emulsionados y a los

volúmenes mayores manejados.

Los métodos de deshidratación combinan diversos efectos, cuyo propósito es

eliminar los agentes emulsionantes naturales o modificar suficientt?mente sus

propiedades, por otra parte, promover el acercamiento de las gotas de agua y facilitar

s J coalescencia.

El objetivo principal en la deshidratación de crudos emulsionado:s es el de

cmtrarrestar el efecto de estabilización de los agentes emulsificantes o cualquier

rrspulsión eléctrica que mantenga los glóbulos en suspensión de tal manera que ellos

pueden coagular y asentarse. La figura No 8 muestra un esquema del principio físico de

\él deshidratación.

V: Velocidad relativa entre el crudo y el agua (piels) ywlo: Gravedad especifica del crudo y el agua d: Diámetro de partícula (micrones) p: viscosidad del crudo (cps)

Figura No 8. Esquema del principio mecánico (físico) de la desqidratación.

Cuatro sistemas generales son usados en la industria del petróleo, cada uno de los

c~a les es usado en mayor o menor escala, de acuerdo a las condiciones de las

emulsiones. Estos sistemas son:

Mecánicos.

Térmicos.

Químicos.

Eléctricos.

El proceso de deshidratación termoquímica es una combinación de ~iplicación de

calor, tratamiento químico y tanques de lavado, además del proceso de sc:dimentación

B asentamiento en tanques de almacenamiento.

Se considerarán todos los métodos mencionados anteriormente en los procesos que

,rivolucra la deshidratación.

2.6. Métodos y equipos utilizados en el tratamiento de crudois.

A continuación se presentan los principios físicos que rigen la separación

agua - petróleo, así como los diferentes métodos y equipos que se ~tilizan en el

tratamiento de crudos.

2.6.1. Método mecánico

Esta forma de tratamiento es usada de manera asociada con los sistemas

químicos y eléctricos, es decir, como un tratamiento previo al uso de los otros dos

sistemas o en combinación con ellos. El proceso mecánico involucra el filtrado la

centrifugación y la sedimentación o asentamiento por gravedad.

Filtrado.

Este método actualmente no es utilizado, sin embargo, el autor hará

referencia al método de filtrado, el cual básicamente consiste en hacer pasar a

través de un medio adecuado que retenga las partículas de agua y ayude a su

retención y decantación.

Generalmente es empleada después de un tratamiento por medio del calor y

tratamiento químico o eléctrico, la emulsión por lo regular es pasada a través de

una sección de filtros para ayudarlas a la coagulación de los glóbulos de agua.

Este tratamiento por medio de filtros era requerido cuando se tenía una

emulsión muy viscosa y que por lo tanto necesita de un tiempo bastante largo

para la separación.

La sección de filtros en un separador de emulsiones está comlx~esta en la

mayoría de los casos por capas de aserrín, fibras de vidrio, arena y tierra de

diatomeas. Las fibras de vidrio están siendo bastante usadas debido a que se ha

encontrado en ella similar evidencia filtradora que el aserrín y no necesita ser

removida constantemente. El único inconveniente que presenta es su mayor

costo.

Para el uso de los filtros en la separación de petróleo - agua, el filtro debe ser

previamente mojado con un líquido, o sea, que la sección dejará pasar ese

liquido del cual está mojado y retendrá cualquier otro. Por ejemplo, una sección

premojada con agua dejará pasar el agua de la emulsión Y retendrá al petróleo y

viceversa.

El valor de esta sección de filtrado depende en gran parte de la habilidad del

operador para mantenerla en buenas condiciones. Aunque es posible limpiar lo

sección haciendo un lavado en contra flujo, lo más práctico es usar un material

barato y de fácil reemplazo, como en el caso del aserrín. Los intervalos de

feemptazo dependen del volumen de emulsión, tratada y de su contenido de

68

agua.En resumen, se puede decir, que estos filtros aunque tienen una gran

aplicación, especialmente en líquidos muy viscosos no dan una separación

completa, especialmente, si el filtro no está funcionando a perfección

Centrifugación.

Actualmente, este proceso ha sido relegado a los laboratorios en lo que

respecta al rompimiento de emulsiones. La centrifugación de las emulsiones

produce los mismos efectos que se verifican ordinariamente en el asentamiento

por gravedad. Por medio de la centrifugación, la fuerza de gravedad es

acelerada muchas veces y la separación del petróleo y el agua oc:urrirá en un

tiempo menor. Una velocidad de 15000 RPM aumentará la velocidad da caída de

(as partículas en 13000 veces más que la producida por gravedad solamente.

La eficiencia da la separación por medio de la mntrifugaci5n depende

directamente de las densidades de los líquidos. Si los líquidos tieneri densidades

diferentes, ocurrirá una separación rápida y limpia, pero en las emulsiones

normales de petróleo y agua, puede ocurrir una alta pérdida de petróleo en el

agua. Para asegurar una separación rápida, la viscosidad de la emulsi6n es

disminuida por medio del calor.

Se puede decir, en conclusión, que aunque el método de la cen:rífuga es un

proceso rápido y fácil de adoptar, el costo inicial del equipo es alto y el costo de

operación es del orden de 4 centavos de dólar por barril de petróleo limpio,

siendo esta la razón por la cual éste método prácticamente ha dejado de

utilizarse en escala comercial de tratamiento de emulsiones.

Aunque se hacía referencia a que este método esta prilncipalmente limitado al

laboratorio algunas empresas han tenido experiencia en la aplicacióri del proceso

de centrifugación en algunos campos petroleros, la figura No 9 ilust-a un equipo

de centrifugación, su principio físico, esquema del proceso, ventajas desventajas,

aplicaciones y experiencias.

PRINC1,PIO: Separación de fases por diferencia de densidades maximizada por fuerza centrífuga.

VENTA.JAS: Alta (máxima) eficiencia. Separa gota:. > 5 u. Compacto, c~sarrollado para "Off-Sho~" Fllexibilidad. Flujo intermitente.

DESVENTAJAS: Alto maritenimiento. Equipo rotativo

B a j o volunwn. Alto consumo H13 en alta viscosidad

EXPERIENCIA Phillips-Ekofisk. Mar del Norte (Deoilir ~g ) . Statoil Asgard A (Deoiling)

PROVEEDORES

Alfa-Lava1

Figura No 9. Equipo de centrifugación, su principio físico, esquema del proc:eso, ventajas

desventajas, aplicaciones y experiencias.

Fuente: Alfa-Laval.

Proceso de sedimentación o asentamiento

Este proceso esta basado en la separación por gravedad debido a las

diferencias de densidades entre el petróleo y el agua.

La sedimentación o separación por gravedad es efectiva cuandc la emulsión

ha sido rota previamente por medio de algún otro tipo de tratamiento. Si la

película protectora y las cargas eléctricas estabilizadoras de los glóbulos no

son neutralizadas, previamente, cualquier asentamiento que ocurra será tan lento

que no será práctico su uso.

Como ya se ha dicho anteriormente, la rata de asentaniento está

influenciado por la viscosidad del petróleo y es por esta razón qJe en crudo

altamente viscosos, la emulsión es calentada antes de colocares er los tanques

de sedimentación.

Para que este proceso ocurra a mayor velocidad es importante que la

emulsión una vez colocada en el tanque u otro equipo decaritador, deba

mantenerse en un estado de absoluta tranquilidad, de tal manera que no ocurre

ninguna liberación de gas en el equipo decantador. El crudo por lo tanto es

pasado a través de una serie de placas desviadoras (bafles) o disccls agitadores

antes de pasar al equipo decantador.

Para evitar al máximo la agitación, la emulsión que entra al equipo es pasada

a veces a través de una capa de agua. El agua ayuda a coagular los glóbulos de

agua en la emulsión, y sirve e la vez como un homogenizador de temperatura,

debido a que cualquier distribución no uniforme de calor puede causar corrientes

qua agitarán la mezcla y por lo tanto evitarán la separacióv.

El volumen de los equipos decantadores deben ser tal que la rata de

movimiento de la emulsión que está entrando debe ser menor que la rata de

asentamiento de los glóbulos de agua en su movimiento de caída. Esta rata de

asentamiento puede ser calculada por medio de la ley de Stokt?s, discutida

anteriormente.

En general el tiempo total de asentamiento necesario para la sedimentación

de la emulsión, dependerá de las variables coma, viscosidad del petróleo,

densidad tanto del agua como del petróleo, la cantidad de agitación en el equipo

de decantación, la rata de fluido que entra en el equipo y el tsmaño de la

partícula de agua.

El tiempo de sedimentación está influenciado directamente por la velocidad

de coagulación de los glóbulos al ponerse en contacto, y la rata de clispersión de

tos glóbulos. La acción del demulsificante o la de una corriente elédrica impresa

a través de una emulsión permite destruir su estabilización y aumenta la

coalescencia a un máximo.

El proceso de sedimentación puede verificarse en tres equipos diferentes, a

saber:

Tanques de lavado: Es un tanque utilizado en el proceso de lavado, el cual

consiste en hacer pasar una emulsión de crudo y agua, a través de un colchón

de agua caliente, para provocar la disolución de gotas de agua suspendidas.

Los tanques de lavado son una combinación de los sistemas químicos, térmico y

de sedimentación, y se utiliza en Venezuela para el tratamiento de crudos

pesados, este equipo, para la separación de emulsiones de agua eri petróleo se

basa en el principio de gravedad diferencial. En otras palabras, siendo el agua

mas pesada que el petróleo, se asienta en el fondo de un tanque que contiene

una mezcla de los dos.

Sin embargo, las pequeñas partículas de agua en las emulsiones generalmente

se rodean por películas de un material suficientemente duro y estable, se resiste

a la ruptura y evita la coalescencia de las gotas de agua en un periodo de tiempo

razonable.

72

Por lo tanto, el calor, los productos químicos, los auxiliares mecánicas o diversas

combinaciones, son comúnmente necesarios para acelerar la separalzión.

Por lo general tratamiento químico utilizado para la deshidratación en el sistema

de lavadores es la adición de surfactante para romper la emulsión E nivel de las

estaciones de flujo, lo cual reduce notablemente la tensibn superfic:ial entre los

líquidos en contacto, permitiendo que las diminutas gotas de la fase dispersa se

junten y decanten. La figura No 10 muestra Tanque de lavado 132 - patio de

tanques Lagunillas.

Figura No 10. Tanque de lavado 132 - patio de tanques Lagunillas

Fuente: PDVSA

El tanque de lavado consta de componentes externos e internos (Equipos

P,uxiliares) y una serie de partes esenciales, a saber:

a) Componentes internos: Desviadores, Barrera de Espuma, Separadores de Gas Ciclónicos, Drenaje de agua y Venteo de Gas. b) Componentes externos: Medidor de Corte de Agua, Medidor de Flujo,

Hornos, Sistema de Control e Instrumentos.

E! separador ciclónico o tubo separador de gas, es el equipo por el cual pasa la

emulsión antes de entrar al tanque. Este equipo, separa el gas de la emulsión

disminuyendo la turbulencia dentro del tanque de lavado manteniendo de esa

manera la presión atmosférica; además, sirve como tanque de cclmpensación

para evitar que las emulsiones se introduzcan al tanque por las tuberías bajo

presión.

Línea de entrada de la emulsión, la cual tiene en su parte final un distribuidor de

flujo, el cual permite que la emulsión se reparta en el tanque.

Cuerpo del tanque, el cual contiene un colchón de agua o agua de lavado en la

parte inferior, la capa de emulsión en el centro, y petróleo limpil3 (con poco

porcentaje de agua) en la parte superior.

Línea de retorno de agua a los calentadores, mediante la cual se recircula el

agua de mezcla.

Línea de drenaje del exceso de agua, la cual permite mantener constante el

volumen del "Colchón" de agua. Debido al proceso de deshidratzición que se

opera un el tanque, la capa de agua en el fondo tiende o aumentar su nivel, el

cual es aproximadamente una cuarta parte de la altura total de tanque. Este nivel

se mantiene constante por drenaje del agua en exceso.

Línea de descarga o salida del crudo, la cual conduce el petróleo linípio desde

el tanque de lavado al tanque de almacenamiento. La partes de Ln tanque de

lavado se muestran en la figura N" 11.

El mantenimiento preventivo de la arena es de gran importancia para el eficiente

funcionamiento de un tanque de lavado. El control de arena se realiza a nivel del

fondo fluyente de los pozos al utilizar rejillas pre-empacadas con esta finalidad.

El nivel de arena en el tanque debe ser observado para poder ajustar los niveles

de control por el cambio de volumen del tanque. Ya en casos extrenios debe ser

sacado fuera de servicio y desarenado totalmente.

La medición del porcentaje de agua y sedimentos se realiza tanto en el tanque

como en las líneas de entrada y descarga, puede ser medido a través de

medidores de corte de agua similares a los de la marca Phase--Dynamics y

AGAR, o también se puede realizar a través de las pruebas (de botella y

centrifugadora en forma manual.

Figura No 11. Diagrama esquemático de un tanque de lavado.

En el sistema de control asociado la variable a controlar es el porcentaje de agua

a la salida del crudo, pues este es el objetivo del proceso. Pero esto depende de

las siguientes variables que también deben ser controladas:

- Flujo en el Drenaje de Agua (válvula de control).

- Ancho de la lnterfaz (química).

- Altura del Colchón de Agua (Perfil).

- Flujo de agua caliente (hornos).

- Temperatura del agua caliente (hornos).

- Porcentaje de Agua en el rebose (Perfil).

Proceso de deshidratación en el tanque de lavado: Como se señaló al

principio, el proceso en el tanque de lavado combina tratamiento quíriico, térmico

y de sedimentación.

El tratamiento químico se aplica en las estaciones de flujo, corriente arriba del

separador, para que la mezcla se efectúe mientras es bombeado el crudo.

Cuando este crudo llega a la planta de deshidratación, se le aplica el tratamiento

térmico mediante inyección de agua caliente, a temperaturas que oscilan entre

los 180 "F y 200 "F aproximadamente.

Ya que cierta presión se necesita en el equipo de producción para que la mezcla

llegue al tanque de lavado, una cantidad de gas se libera en el morriento en que

la presión se reduce a la presión atmosférica en el separador de gases del

tanque da lavado, y este gas se elimina a través del escapa de gas. Después de

esto, el liquido libre de gas, se introduce en el tanque por la parte inferior,

perietrando en el Colchón da agua o capa da agua libre.

Teóricamente, hay dos capas por encima del agua libre en el tanque de lavado,

una de emulsión y otra capa superior de petróleo Limpio (cori muy poco

contenido de agua). Estas capas no están claramente definidas, sino que se

mezclan entre sí. La emulsión sube con relativa facilidad por el agua libre

dejando buena parte del agua que la compone, luego penetra eri la capa de

emulsión donde su ascenso es más lento. En esta capa, el agus restante se

asienta y el petróleo, por ser más ligero sube a la superficie, salienco del tanque

de lavado por la línea de salida de crudo y luego pasa al tanque de

almacenamiento. Cabe señalar que este proceso en la Industria petrolera es

continuo.

Esto es en síntesis el proceso de deshidratación en un tanque de lavado, pero es

necesario considerar los problemas que pueden presentarse en este proceso.

Cuando se aplica calor para romper la emulsión, se reduce la visc~sidad de la

emulsión. Debido a que el calor del tanque se pierde por radiación térmica a la

atmósfera, la emulsión que se está tratando por lo tanto, está más caliente y es

de menor viscosidad, por lo que, al llegar al tanque tiende a subir rápidamente a

la superficie del tanque y se dirige directamente hacia la salida sin que haya

tiempo para que el agua se decante por diferencia de gravedad. Además, el calor

también produce corrientes térmicas en el tanque, lo que no permite una

decantación uniforme debido a los gradientes de temperatura.

Para solucionar este problema, se instalan más deflectores en el tanque para

proporcionar más tiempo de retención. Los deflectores suministran un recorrido

en forma de espiral hacia la salida, aumentando el tiempo de retencihn del Crudo

emulsionado en el tanque de lavado.

Otro de los problemas que confronto este proceso es en el volumen de agua libre

en el fondo del tanque (Colchón de agua). Este volumen varía cc)n el tipo de

emulsión y solo es determinado con la experiencia en el campo. En muchos

casos se ha encontrado un volumen óptimo de agua equivalente a la cuarta parte

del volumen total del tanque.

Un aspecto final sobre los tanques de lavado que debe mencionarse es el hecho

de la fiscalización periódica del crudo en al tanque de lavado. Esta fiscalización

consiste en tomar muestras del tope, de la emulsión en el tanque, s~metiéndose

a pruebas de porcentajes de agua y sedimentos (% AyS). Se considera que un

25% de agua en el crudo a la salida del tanque de lavado es bastante bueno.

Este porcentaje se disminuye con el reposo del crudo en los tanques de

almacenamiento.

77

Este método fue desarrollado especialmente para el tratamiento de flujos de

crudos pesados por las siguientes razones:

- Menos requerimientos de capacidad de almacenamiento.

- Un proceso continuo resulta a menudo en menos fuerza hombre y

supervisión.

- Mejor separación agua - petróleo.

- Promueve la coalescencia de las pequeñas gotas de a,gua, lo cual

debería resultar una mejor separación del petróleo y el agiia y también

en menos consumo de química.

- El afluente de agua drenada es menos contaminada con ernulsión.

- Menos equipos asociados para el tratamiento de la ernulsión y el

afluente del agua.

- un mejor petróleo desgasificado entrando a los ':anques de

almacenamientos contribuye a operaciones más seguras en el patio de

tanques.

A continuación se mencionan e ilustran los diferentes tipos de tanques de lavado

utilizados en Venezuela.

Tanque de lavado con placas: Se utiliza para tratar el crudo Laguriillas pesado

del occidente del país. La figura N" 12 muestra de forma esquemátic:a las placas

deflectoras de un tanque de lavado.

Figura No 12. Placas deflectoras de un tanque de lavado.

Tanque de lavado tipo espiral (Helicoidal): Se utiliza tanto en el Clriente como

en el Occidente del país, para tratar los crudos Jobo-Pilón (12 API), Lagunillas

(1 5 API) y Urdaneta (1 7 API). La figura No 13 muestra este tipo de tanque.

Figura No 13. Tanque de lavado tipo espiral.

Tanque de lavado con tubo aspersor ranurado: Es utilizado rara tratar el

crudo Morichal y el crudo de Quiriquire al oriente del país (figura No 14).

. . . . . . : .. . . . i ti+ ENTRADA DEL

SALIDA A BOMBAS

Figura No 14. Tanque de lavado con tubo aspersor ranurado.

Tanque de lavado tipo araña: Es utilizado en el Oriente del país para tratar el

crudo de Jobo-2. la figura No 14 muestra un tanque de lavado tipo araña.

Tanque de lavado concéntrico: Este tipo de tanque se utiliza para el

tratamiento del crudo Tía Juana Pesado (12 "API) en el Occiderite del país.

Véase Figura No 15 y 16.

. . . DISTRIBUIDOR TIPO ARANA CON PLATO DEFLECTOR

I------,..._,~ -' -+.d....- ..-

.... .."..-, : . . . . .. . . .. I ,: ? : I .....- .." .,...,. .... . .,.....,........ . . . . ._ . ..-.. . . . . . , . ..- . I . ' . . .

$ , : * ; : : i : ' . . : 1 . .

... LlNEA DE TRANSPORTE DEPETROLEO

Figura No 15. Tanque de lavado concéntrico. Sistema de flujo de petróleo.

VENTANILLA DE TRANSFERENCIA DE AGUA AL TANQUE INTERNO ,%-c""---

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/..,. *>.. .... .. . . j ,.: ' &&A.-.-. z ., ".,. .,, ..

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... ..... 'i .> .,., - .. 5- ..,. .; /'. .: ..,, ..& ..; ... .

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.. .. . 'I,DEFLECTORAS- M ,,/< ..,, - f: ::; ,:. %L. . . . . . . . : . .... '. ... ,." / ' ' . ... ~~%.-+.,.+.C +..

"\. . . . . . . A . '%

,.,.../' DRENAJE DE AGUA "S,

,/ Wx, +,, +*

X ....,.,."-. -' :

PLATO CONTRA VERTlCE

2 $ .<.... V ........ i ""'&

n * . z I - . : : 2 + ::>&** .-... - L-,- SALIDA DE AGUA

Figura No 16. Tanque de lavado concéntr ico. Sistema de flujo de agua.

Tanque de lavado con bafles o deflectores: Utilizado en el Oriente del país.

Este equipo era utilizado por CORPOVEN S.A, en un 98% para el oriente del

país y está diseñado con una chimenea receptora de los fluidos calientes que

salen de los calentadores; allí se extraen los gases desprendidos d~rante la fase

de calentamiento, se introducen en la parte superior del tanque de lavado y luego

se expulsan a la atmósfera por un ducto recolector.

Al mismo tiempo el crudo emulsionado puede bajar para ser descai-gado dentro

del colchón de agua por una pieza llamada regadera; el lavado del crudo

comienza con el ascenso hasta la interface y su reposo respectivo; luego se

[nueve lentamente en zig-zag dentro del tanque por los Bafles deflectores hasta

alcanzar la parte superior y salir por el bajante hacia los tanques de

almacenamiento.

Tanques de lavado con paraguas distribuidor: Es utilizado en el Oriente del

país en pocas instalaciones. Una chimenea que funciona como des!~asificador y

81

bajante de los fluidos calientes que entran por la parte inferior drl tanque; e

crudo emulsionado se descarga en el centro del mismo, debajo de u i a estructur~,

cónica. Esta estructura tiene el vértice hacia arriba y una profundidarl de cono de

unos 7 pies. Está ubicada a 6 pies del fondo y separada equidistantemente de la:.

paredes del tanque en unos 7 pies.

El crudo llena el cono invertido o paraguas de tal forma que cada vez que entr~

crudo caliente al tanque se desplaza un volumen igual de crudo del cono por e

borde o perímetro ascendente a través del colchón de agua caliente hasta IE

Interfase moviéndose lentamente hasta salir por la parte superior del tanque por

el bajante hacia los tanques de almacenamiento. La figura No 17 ilustra ur

tanque de lavado con paraguas distribuidor.

Figura No 17. Tanque de lavado con paraguas distribuidor.

Separadores de agua libre: En general, los separadores de agua libre han

sido utilizados para separar el petróleo y el agua producida en un pozo o varios

pozos que producen muy poca cantidad de petróleo. El propósito de este

proceso, es remover una gran cantidad do agua libre (es decir, qur no está en

emulsión) antes de llegar a la planta.

Cuando grandes cantidades de agua son producidas, es deseable separar e

agua libre antes de realizar el tratamiento Desmulsifícante. Cuando el petróleo 1

el agua son agitados a una mediana intensidad y estos se han asentado por url

determinado período de tiempo, normalmente se forman tres fases distintas. un2

capa de petróleo esencialmente limpio en el tope, con una pequeña cantidad de

agua dispersada en forma d pequeñas gotas; agua relativamente limpia (aguc

libre) en el fondo con una pequeña cantidad de petróleo dispersaclo dentro de

agua en forma de gotas muy pequeñas; y una emulsión entre ambos fluidos. Cor

el tiempo la cantidad de emulsión se aproximará a cero cuando la coalescenci~3

ocurra.

El agua libre es aquella que se separa en un tiempo de entre 3 y 10 minutos

Esta puede contener pequeña gotas de petróleo dispersado por lo pudierc

requerir de un tratamiento previo a su disposición. Estos tratarriientos y lo:l

equipos utilizados serán descritos más adelante en esta investigación.

Los separadores de agua libre son diseñados tanto en su forma \fertical comc

hoi-izontal como envases presurizados (figura No 18).

El fluido entra al recipiente y fluye contra un desviador ubicado a la entrada de

separador. Esto origina un repentino cambio en el movimiento del fluido lo que

ayudara a la separación del gas y evitara que este se distribuya hacia la secciór

de asentamiento del separador.

En algunos diseños la sección de separación contiene un dispositivo en la parte

inferior para dirigir el flujo de liquido que está por debajo de la interfase

agualpetróleo hacia la zona de lavado de agua.

La sección de la acumulación de líquidos del separador, provee suficiente tiempc

al petróleo y la emulsión para formar una capa de petróleo en el tope, mientras e

agua libre se asienta en el fondo. Cuando hay una cantidad de gas apreciable er

el flujo, un separador trifásico puede ser utilizado como un separsdor de aguz

fibre.

83

SALIDA DE GAS Y

PFTR 1 F n f' ESCLUSAPARA NTENER EL GAS

nEl C E D A D A n n P

nFI pn7n

ANGULO DE -/" PETROLEO

IMPACTO

BAFLE ONDULADO

PETR~LEO - - - - AGUA

D E S A G U L SALIDA DE -- AGUA

CONTROLADOR DE NNEL CON MEDIDOR FLOTADOR SUMERGIDO EN EL PETRÓLEO-

/'- EMULSIÓN Y FLOTADOR EN EL AGUA LIBRE

I I ESCLUSA PARA MANTENER EL

AFLE ONDULADO PERFORADO

DESAGUE

Figura No 18 . Separadores de agua libre vertical y horizontal.

Algunas veces son usados separadores verticales de tres fases en forma de

cono hacia la parte inferior, este diseño es utilizado cuando existe ~iroducción de

arena y si se piensa que a futuro esta se convertirá en un problema mayor.

El cono en este tipo de equipo normalmente forma un ángulo con la horizonta

de entre 45 y 60". Si el cono es usado en el diseño de separadore:;, este puedes

estar ubicado en el extremo inferior del recipiente, o por razones estructuralesv

puede ser colocado internamente. En cada caso una línea igualcidora de gas

debe ser instalada para asegurar que el gas que precede al cono este siemprrl

en una presión de equilibrio con el interior del recipiente.

El petróleo y el agua generalmente son separados más rápido si cuando el

tíquido viaja en el recipiente en forma horizontal que cuando loase en direccióri

vertical. El flujo horizontal permite una menor restricción del movimientc~

descendente de las gotas de agua. Si la emulsión fluye vertica mente hacia

arriba, el agua debe moverse hacia abajo a través del flujo ascendente por Ici

tanto el movimiento descendente del agua es retardado por el movimiento dei

petróleo y la emulsión.

Es posible también agregar en el diseño del separador de agua libre un tubo de

calentamiento o un flujo caliente en la dirección ascendente del srparador. Eri

ambos casos estos recipientes son llamados separadores de agria libre y sci

función es el tratamiento de emulsiones.

Es posible realizar muchas configuraciones internas en los diseños para proveei-

al separador de agua libre una serie de dispositivos de desviacicin del flujo ),

controladores de nivel.

Un buen diseño de este equipo debe cumplir con las funciones inencionadas

ani.eriormente, es decir, desgasificación, lavado de agua, tiempo de retencióri

suficiente y un flujo en la dirección adecuada para permitir que el agua libre sezi

removida de la emulsión.

Cuando el agua libre es removida esta puede o no requerir de un tratamiento. Lzi

figura N" 19 ilustra un separador de agua libre con disposi:ivos de calentamiento.

BAFLE (PERFORADO)

ENTRADA DRENYE DE PETROLEO

BAFLE (PESFORAW)

NIVEL DE GAS - PETROLEO

BAFLE (LAWPERFORADO)

N.NEL DE PETROLEO - AGUA

SALIDA DE 1-PETRÓLEO

BAFLE (LADOPERFORADO)

\ CONTROLADOR DENIVEL

CALENTADORES

I --- I Figura No 19. Vista esquemática de un separador de agua libre horizontal con elrmentos de

calentamiento en cada extremo.

Constantemente las empresas fabricante realizan innovaciones para mejorar los

procesos de tratamiento, la figura No 20 muestra una composicién fotográficz

que ilustra los nuevos materiales y diseños utilizados para la fabricación de

separadores de agua libre, tendientes a mejorar los procesos de separación.

De igual forma en los anexo No 5 y 6 se presentan los criterios iitilizados por

algunos fabricante para el diseño de separadores mecánicos.

F i u r a No 20. Composición fotográfica que ilustra los nuevos materiales y diseiios utilizados para

la fabricación de separadores de agua libre, tendientes a mejorar los procesos de separación.

Fuente: NATCO

y, 1 lap ~apa3xa aqap

3u en6e ap 3p!ualuo:, 13 .soluawtpas A en6e ap seqan~d se( e selopu?!lawos

6 anbuel lar) opuo4 A o~lua3 lado] lap seJisanw opueuiol oso da^ ap oduia!~

la alueJnp opez!lmsg sa oy~a!uieua~euile ap sanbuel sol ua opm3 13 .uo!Dsuyaj

sp solua!weleJl sa~o!~alsod e optlauios o op!puaA sa 'anbuel la ua oso da^ ap

3duia!l oval=, ap sandsap 'opn~:, la apuop 'sol!msap sanbuel sol ua opejeJp!ysap

~pn~3 lap olua!weuaeui(e lap aJa!nba~ 'uo!slnuia eun ap uo13ele~p1ysap

21 ua opm!lde osmo~d la eas anb e~a!nblen3 'sopeuo!slnuia sopn~:, so;

3p uopele~p ysap ap osmo~d la eu!uiJal as olua!weuaeuile ap sanbuel sol u3

~uo!3ejuaw!pas ~od opuoj la ua eysodap as anb en6e lap areua~p

,3p eau!l eun e~luan3ua as anbuel lap opuoj la u3 .anbuel lap opuoj la ua eaJy la

13pol ua asopu?Anqyls!p seJnueJ se1 ~od ales orn~ la anb 'e~auew (el ap sope~~a:,

4;aleu!wJal sris uauatl salen3 sol 'sope~nue~ soqn) ap zn~3 ap ewJoj ua sauo~mas

.7 JO~ op!nl!l!;u03 elsa len3 (a 'JOP~~~J un ap o!paw ~od anbuel lap opuo4 la

ua oAnq!~ls!p as opn~3 13 .anbuel lap eJanj ~od opmolm ~opnpuo3 un ap S~A~JJ)

I? sa sanbue:~ solsa ap sofn(4 ap epequa el :o~ua!uieua~ewle ap sanbu~l

2.6.2. Método térmico.

El calor ha sido considerado desde el comienzo de la industria como beneficicl

para la deshidratación de crudos, ya que es muy eficaz para la r~~solución de,

emulsiones por varias razones. Entre ellas se mencionaran las siguientes:

Aumentar la solubilidad del petróleo en el pozo emulsificador y aumentar IEI

dispersión del agente en la fase petrolífera de la emulsión.

Aumentar la velocidad con que un compuesto químico desemiilsificante se

deposita en las gotas de agua y así aumentar la velocidad de la acción del

desemulsificante

Reduce considerablemente la viscosidad del petróleo y así facilita la

coalescencia y asentamiento de las gotas del agua.

Al aplicarse calor sobre el crudo, las corrientes térmicas aumentan la cantidad de

energía en el sistema de un movimiento de las gotas de agua, las cuales

promueven el choque entre las gotas de agua lo que permite 'que colinderi

rompan la película y coalescan.

La aplicación de calor ocasiona una expansión de las gotas de agua debido al

aumento de la temperatura.

Varias teorías han sido desarrolladas para explicar el efecto del calor en el

tratamiento de las emulsiones. Una teoría supone que gotas muy peclueñas, tale:;

como las que forman las emulsiones, están en movimiento continuo debido a uri

fenómeno conocido como movimiento Browniano.

El calor aumenta este movimiento y hace que las gotas choquen con más

frecuencia y mayor fuerza. El calor reduce también la viscosidad del petróleo en Izi

fase continua y con ello permite que la fuerza con que choquen las gotas sea mayor;

al mismo tiempo permite que el agua precipite más rápido. Estos efectos del calo-

aceleran el proceso de separación de agua del petróleo.

Las minúsculas gotitas de agua que hay en las emulsiones están en constante

agitación debido al fenómeno llamado movimiento browniano, así la velocidacl

depende de la temperatura. El calor, al aumentar el movimiento, hace que las gotitas

choquen más rápidamente y con mayor intensidad. Si estos choques sor1

suficientemente violentos, la película circundante se rompe y, como consrcuencia, las;

gotitas se unen en gotas más grandes de agua libre.

Por otra parte, el calor produce una reducción en la viscosidad del rjetróleo; estci

permite que el agua se asiente más rápidamente. Los dos efectos prod~cidos por e

calor (mayor movimiento y menor viscosidad) estimulan la separación ciel agua y e

petrólec que hasta entonces formaban una emulsión.

El calor ha sido considerado desde el comienzo de la industria como beneficiosc

para la deshidratación de crudos, ya que, en general, mejora el ronipimiento de

emulsiones, haciendo este proceso posible y económico.

Ventajas del método.

Aumenta la solubilidad del petróleo en el agente emulsificador y aumenta

la dispersión del agente en la fase petrolífera de la emulsión.

Aumenta la velocidad con la que un compuesto químico desemiilsificante se

deposita en las gotas de agua y así aumenta la velocidad de acción del

desemulsificante.

Reduce considerablemente la viscosidad del petróleo y as' facilita la

coalescencia y asentamiento de las gotas de agua.

Al aplicar calor sobre el crudo, sea aumenta la cantidad de energía en e'

sistema, causando un movimiento de las gotas de agua, pi-incipalmente!

ocasionado por las corrientes térmicas. Esto induce a mayor número de

colisiones de las gotas de agua que resulta en coalescencia de las mismas.

Desventajas del método.

La aplicación de calor por si sola no romperá la emulsión, y es solo un procesci

auxiliar pare acelerar la separación. Sin embargo, cualquier emi~lsión puede

romperse aplicando calor hasta una temperatura igual a la del punto de ebullicióri

del agua, ya que una vez que tengamos esa temperatura, los glóbulos de agua se

evaporarán y por lo tanto la película protectora se romperá, pero la aplicación de

calor a tan alta temperatura tiene muchas desventajas lo que eri la práctica,

temperatura tan elevadas no se produzcan.

Entre las desventajas podemos mencionar:

Calentamiento excesivo va a causar perdidas de los hidrocarburos más liviano y

vo:átil del petróleo, lo que implica una perdida de volumen y una disminucióri

de la gravedad API.

Gran costo por la cantidad de combustible utilizado debido a los alto!;

requerimientos caloríficos.

Desgaste mayor en los equipos.

2.6.2.1. Deshidratador térmico o calentador.

Cuando el volumen de crudo que debe ser sometido a tratamiento e!;

relativamente pequeño y la instalación de una planta central no está justificad:i

debido a los altos costos de inversión y poca obtención en la produu:ión asociada

a dicha planta, se usa calentadores en cada una de las estaciones de flujo. Uno dc:

los calentadores utilizados en este método está conformado por: uria unidad de

calefacción de gas, una cámara de agua caliente, un extractor, y di:;positivos de,

salida del petróleo, gas y agua. La figura No 22-A y 22-6 ilustra típicos

deshidratadores térmicos horizontal y vertical.

En estos equipos la emulsión debe pasar a través de un termocambiador, luego

entra por la parte superior del aparato en donde el gas que contenga pasa por el

extractor para extraer cualquier líquido y finalmente ser enviado al separador de

baja presión, para servir de combustible en la unidad misma, para ser venteado 21

la atmósfera o recolectado en caso de que exista el sistema de reccdección y lazI

facilidades de superficie para realizar dicho proceso.

Una vez desprendido el gas, la emulsión continúa hacia abajo del equipo. E!

agua empieza a desprenderse y cae al fondo rápidamente, pero la emulsión, poi-

ser más liviana, se demora más en su viaje hacia abajo y empieza a calentarse. Al

acercarse al fondo pasa a la cámara de tratamiento a través de una placa

esparcidora, la cual dispersa la emulsión. En la cámara de tratamienlo se calienta

hasta que se obtiene la separación final del agua.

IGUALADOR DE GAS

SALIDA DE

TU CALEN

SECCI~N FRONTAL C - - - - - - . - - - SECCI~N DE COALESCENCIA

r-

CAMARA DE FLUJO DE PETROLEO

Figura No 22-A. Deshidratador térmico horizontal.

Válvula de escape

Vertedero ajristable

Agua

Combustión

Emulsión y Gas laca e~parcidor~i

Figura No 22-6. Deshidratadores térmico vertical.

El petróleo limpio y la emulsión sobrante continúan hacia arriba atravesando

toda la cámara de agua caliente, en donde al llegar a la parte miis alta de IEI

cámara de tratamiento, el petróleo limpio sale por un dispositivo especial y e$;

enviado al almacenamiento.

El agua sale por un vertedero, el cual puede ser ajustado d e manera del

mantener una altura correcta en la cámara de agua caliente y as' obtener la:,

mejores condiciones de tratamiento.

Estos equipos se diseñan y fabrican en varios tamaños, pero el tipo más

comúnmente usado en el Oriente de Venezuela tiene 3 metros de diiimetro y 9 de

altura, con una capacidad de 900 a 3.500 barriles por día, dependiendo de IEI

emulsión. La presión de operación también varia entre los 25, 50 y 100 libras por

pulgada cuadrada.

2.6.2.2. Calentamiento Directo.

En este sistema de calentamiento, la emulsión se pone en coritacto con el

calentador (horno). Se usa para crudos con bajo contenido de agua gf que están E I

presiones comparativamente bajos.

Los calentadores directos cuando operan bajo condiciones apropiadas son los

más eficientes en términos de barriles de emulsión tratados a una determinada

temperatura por unidad de volumen de combustible quemado, el uso de este

sistema de calentamiento se ha limitado últimamente debido a condiciones del

seguridad.

En la industria del petróleo se usan cuatro tipos de calentadores directos, E,

saber:

Los calentadores de tipo tubular: Este tipo de calentadores está c:onstruido de,

manera similar al de una torre de refinería. Son tubos rectos que cargan e

líquido a calentarse, están suspendidos dentro de una cámara de fuego y

anectados entre sí por medio de codos de 180". El diámetro de los tubos que se

instalan puede variar entre 2 y 4 pulgadas.

Los calentadores tubulares Son recomendados cuando el flujo es continuo, las

presiones bajas, y cuando el petróleo y agua que se producen tienen pocc

tendencia a depositarse en conchas al calentarse. Tienen un rango de

capacidades tan altos como 5000 Bblsldia de emulsión calentadas a través de

una elevación de temperatura de 100" F.

Calentadores de flujo de tipo camisa: Este tipo de calentadores puede

construirse ya sea en forma vertical u horizontal. Ambas formas son muy

similares y consisten en un casco cilíndrico con un largo tubo central, el cual está

rodeado por el fluido y sirve como cámara de fuego. El fluido e r ra cerca de!

fondo del calentador, es calentador por el tubo central y se descarga a la salida

situada cerca del fondo del calentador. Es recomendado para carga liviana

94

donde el fluido no es corrosivo y no está muy cargado de sedimentos y

desperdicio. El rango de capacidades para modelos estándares es de 50C

Bblsldía calentados a través de una elevación de temperatura de 100°F.

Calentadores de tipo Caja de Fuego Interno a Fogbn: Este tipo cle calentador

es usualmente un recipiente a prueba de presión y colocada horizontalmente,

con una caja de fuego que pueda ser removida, y construida de tal manera que

el fuego va dentro del calentador y los gases calientes pueden regrf3sar a través

de un tubo, y salida del calor está en la misma parte del mechero. La emulsiór

entra al calentador a través de una línea distribución que queda por debajo de IE

caja de fuego y sale por la parte superior del recipiente.

Debe ser usado salo cuando el líquido no es muy corrosivo y el fli~jo es más c

menas constante. Tienen un rango de capacidades tan altos como ;:O00 Bblsldí~

de emulsión calentados a través de una elevación de temperatura de 100" F.

Calentadores de volumen o tipo Jug: Es muy parecido al de tipo caja de fuego

excepto que aquí el recipiente tiene mayor altura, ya que en operaciones

normales este exceso de altura es llenado con agua caliente. La ernulsión entra

al calentador a través del distribuidor, por debajo de la caja de fuego interno b1

pasará subiendo hasta la salida colocado en la parte superior del aparato.

Durante el paso a través del calentador, la emulsión es lavada poi- un baño de

aquí caliente, el cual ayudará al rompimiento de la emulsión. A medida que el

agua se rompe en la emulsión, es, llevada hacia la salida del aparato lf

transportada a un tanque de sedimentación.

Este tipo de calentador puede usarse en áreas donde la corrosión e:; moderada 1,

donde los agentes corrosivos se encuentra el petróleo y no en él agua puede

usarse en flujo constante o intermitente tienen rango de capacidades tan altos

como 2500 Bblsldía de emulsión calentados a través de una elevación de

temperatura de 100°F.

2.6.2.3. Calentamiento indirecto.

Los calentadores indirectos están constituidos por tres partes principales:

Cuerpo.

Caja de fuego.

Conjunto de tubos.

La caja da fuego y el conjunto de tubos pueden ser contenidos dentro del

cuerpo del calentador, pero usualmente pueden removerse para una mejor y fácil

limpieza. El calor que emana de la caja de fuego es transferido a la c?mulsión que

se encuentra dentro del cuerpo y rodeado al conjunto de tubos.

tos calentadores indirectos son menos peligrosos en su operación que los,

calentadores directos, debido a que el fuego no toca los tubos de flujo. Además,

como el baño de agua está controlado por un termostato no hay peligro de que en

[os tubos se formen sitios de alta temperatura y por lo tanto éstos pueden

partirse.

Tienen un rango de capacidades hasta de 2000 Bblsldía (le emulsión

calentadores a través de una elevación de temperatura de1 00°F.

2.6.2.4. Mezcla de crudo con agua caliente.

Existe otra forma o una variante de calentamiento directo de crudos

emulsionadas y que ha dado buenos resultados en la deshidratación de petróleos

posados. Esta forma de calentamiento consiste en calentar agua pura a

temperaturas que oscilan entre 160°F y 200°F aproximadamente, después de lo

cual es inyectada línea de petróleo emulsionado.

Este tipo de calentamiento se utiliza conjuntamente con el método de

deshidratación por medio de los tanques de lavado explicado anteriorrr ente.

2.6.3. Método químico.

Muchas teorías han sido propuestas para comprender el efecto que los agentes

químicos tienen sobre las emulsiones. Una teoría es de que la química se usa

estrictamente para neutralizar el agente emulsificante. Esta teoría se basa en qué!

para romper una emulsión de agua en petróleo, debe agregarsc? un agente

desemulsificante que normalmente produce una emulsión inversa d ~ , petróleo eri

agua. Al tender a cambiar las fases se obtiene la condición intermedia o separacióri

completa.

Otra teoría, supone que la química torna quebradiza la películzi del agente'

emulsificante que rodea a la gota de agua y hace que la pelíula tenga ur'

coeficiente muy bajo de expansión. Cuando el agua encerrada por Iia película sea

expande por el efecto del calor, la película es destrozada y se rompe la emulsión.

En el tratamiento químico de las emulsiones, la desemulsificación es obtenidcc

introduciendo una sustancia que contrarreste el efecto del agente emulsificante, er

los casos que la emulsión esté estabilizada por una película protectora; c

introduciendo una química que neutralice las cargas de los glóbulos si la emulsiór

esta estabilizada por las atracciones eléctricas. La figura No 23 muestra como los

sólidos y las moléculas actúan en la estabilización de las emulsiones

Sólidos estabilizadores de emulsión

~olécul& estabilizadoras ;e emulsión

Figura No 23. Sólidos y molécula actuando en la estabilización de las emulsiones.

La acción de deshidratación química se fundamenta en la adición 3e productos

químicos, los cuales reaccionan con la emulsión tal modo que ésta pierde 121

capacidad de mantener las gotas de agua envueltas con el petróleo. Luego las gota:,

choca? y se juntan formándose gotas grandes que no pueden quedarse

susperididas en el petroleo y caen, debido a la diferencia en gravedad entre e

petróleo y el agua.

Si en cambio la estabilización de la emulsión se debe la acción de cargas

eléctricas en los glóbulos, esta puede ser atacadas, añadiendo un reactivc

ionizado de cargas contrarias a las emulsiones.

En el método químico se requiere equipos especiales para inye~ta.~ el producto

químico en proporciones determinadas, bien sea en el cabezal del pozo, en las

estaciones, o en el lugar de tratamiento. Estos productos son usados con el objeto

de deshacer la emulsión formada cuando se mezclan violentamente en flujo

turbulento el crudo y el agua.

La inyección de los productos químicos en el cabezal del pozo tiene la ventaja de

lograr una mejor mezcla del producto químico con la emulsión, lo ciial facilita el

agrupamiento de las gotas de agua y así permite una mejor y fácil sc?paración de

ésta eri los tanques de las estaciones de flujo. De manera general el proceso consta

de dos etapas:

La etapa de agitación: La cual es necesaria a fin de mezclar bieri el petróleo

cor; el producto químico que se ha probado efectivo para reaccionar con la

sustancia emulsiva de la mezcla. La turbulencia del petróleo dentro 3e una línea

recolectora basta, normalmente, para mezclar y para hacer chocar 121 mayoría de

las partículas pequeñas de agua.

La etapa de reposo: Que permite que las gotas bajen y se acumulen en el

fondo. Esta etapa se desarrolla generalmente en los tanques de

almacenamiento. El calor baja la viscosidad del petróleo, por c.onsiguiente,

permite que las gotas choquen con más fuerza y bajen más rápidc). Por eso SE!

calientan siempre los petróleos pesados antes de la segunda etapa.

En algunos casos, tales como en la producción de petróleo liviano en el Campci

Costanero del Distrito Bolívar, el método ha dado tan buenos resultados que no ha

sido necesario el uso de otro tipo de tratamiento, obteniéndose un crudo con muy

bajo porcentaje de agua.

Sin embargo, en muchos casos se añade pequeñas cantidades de substancia:;

químicas en las estaciones de flujo con el objeto de mejorar aun más y acelerar IZI

precipitación de las gotas de agua contando con que un mejor tratamiento posterior

se le hará al crudo en la planta central para la eliminación total del agua.

Una mezcla adecuada del producto químico con la emulsión se logra en las

tuberías de flujo, durante el recorrido del crudo hasta la planta de tratarr iento.

A manera de ejemplo se explica un proceso de deshidratación utilizando e'

método químico. En el sistema mostrado en forma de diagrama en la figura No 24

se usa solamente productos químicos y calor para la separación del agua.

El producto químico es inyectado en el cabezal del pozo o en la estación de flujo.

y la niezcla fluye a un tanque desarenador en donde el crudo es parcialmente

desgasificado, y en donde además se le extrae la arena y una parte del agua. E

agua caliente proveniente del tanque de asentamiento entra en el limpiador de arenE

para mejorar la operación.

Después de salir del limpiador de arena, la emulsión pasa al tanque d~

asentamiento, siendo mezclada previamente en su curso con agua calient~

proveniente del fondo del tanque de asentamiento bombeada a través de ur

calentador.

En el tanque de asentamiento el crudo se desgasifica aún más y el tiempo

proporciona el medio de precipitación y caída del agua al fondo del tanque. El

99

petróleo limpio sale por la parte superior del tanque de asentamiento y Ilnalmente es;

bombeado a los tanques de almacenaje.

Tarlque Colector de Arena

Tanque de Asentamiento

Zona de T [ll Asentamiento Petróleo

Calentador I

Agua y Arena L ------------. Petróleo

- - - - Agua

Figura No 24 . Sisterna químico de deshidratación.

2.6.3.1. Selección de productos químicos desemulsificantes en la Industria

Petrolera.

Las compañías petroleras tienen contratistas que se encargan dc: probar una

serie de compuestos químicos deshidratados para los diferentes crudos en

producción. Estas pruebas se efectúan en base a ciertas carazterísticas y

propiedades de los crudos, como por ejemplo, gravedad API, viscosid~id, etc.

Para que un cierto desemulsionante pueda ser seleccionzido para lz'

deshidratación químim o termoquímica de cie;to aüdo, debo reunir alguna:l

características entre ¡as cuales se destacan:

Tener bajo costo unitario.

m Separar el mayor porcentaje posible de clgua contenidcl en el crudo.

Dar agua de buena calidad, es decir, el agua separada debe teier muy baja

mncentraciór; de crrüdo, lo que facilitaría su posteiior clarificaciór.

Ser da alto poder desemulsificante, es decir, debe separar un gran porcentaje

de agua o poca ancentraci6ri.

Después alguna compañía contratista considera que ha ericontrado uri

desemulsionante capaz de desplazar al usado en ese momento por la Compafiía

petrolera para deshidratar cierto crudo, lo recomienda a dicha industra. Luego, lo:;

ingenieros de la sección de deshidratación se encargan de probar en el laboratorio

el desemulsionante que se les ha recomendado, sometiéndolo a prueba

denominadas pruebas de botella.

Estas pruebas de botellas, son un procedimiento de laboratorio que permite

seleccionar el compuesto de tr~tamiefito que romperá más efec:tivamente la

emulsión del crudo tratado, además, la prueba de botella ayudará ~l

experimentado; en la determinación del volumen más ;;equeño de

desemulsionante (Dosificación) que puede ser usado para el volumen conocido del

corte de petróleo qüe está siendo producido y que dará resültados sal isfactorios.

2.6.3.2. Pufito de aplicacijri del producto químico desemulcificante.

Al proyectar una planta de tratamiento, se debe dar mucha atencic~n al punto dts

aplicacióri de desemülsioriaí-ite. Después de que el compuesto qi~ímico se ha

introducido por la línea de flujo, debe haber suficiente agitación para que la

sustancia se ponga en contado con cada partícula de la agua suspendida en el

petróleo y neutralice la película del agente emulsifícante.

Las compañías petroleras creen justificable una investigación cuicladosa y uns

gran cantidad de experimentos antes de la calocacií5n final de la borriba inyectorz

de productos quírnims.

La inyección desemulsificante en cada uno de los pozos productores;

resultaría antieconómico para un programa de tratamientc. Lo aconsejable sería

hacer la inyección en un punto tal que el desemulsionante entrara en contacto cori

iada la emulsión prodücida y que la cantidad inyectada sea lo más baja posible

perc suficiente para tratar la emulsión.

El proceso original para la inyección de desemulsificante se efectuaba, en uri

principio, en un tanque de almacenamiento, se Ilecaba el tanque con el crudo

emulsionado, se agregaba el compuesto deshidratante y se agitaba el liquido en el

tancj~e por medio de gas o aire, o sea, la inyección era un proceso batch.

En le actualidad el proceso se efectúa principalmente de marien continua,

inyectándose el campuesto en las estaciones de flujo preferentemente, aunque

inyectar en cualquier punto, desde el fondo del pozo, hasta e1 tanque dr?

almacenamiento.

tratamiento quimico püede hacerse básicamente tres puntos.

Tratamiento en el pozo: Investigaciones realizadas sobre la,; emulsiones~,

han propuesto la teoria que una emulsiSn aumenta su viscosid~d de acuerdo

con su grado de dispersión. El agua se dispersa en el petróleo por agitación y

es lógico que una emulsión más viscosa resultari del aumento de 12

agitación. Ya que una emulsión viscosa se resiste al flujo, algunas veces la

práctica en la producciSn sugiere que la desernulsificaci0n se Ic~cjro mediant3

la ap!icación de compuestos dentro del pozo, de manera que el petrbleir

í 02

pueda producirse o ser extraído más fácilmente. El calor presente en el pozo

también tiende a disminuir ¡a viscosidad.

El tratamiento dentro del pozo tiende a evitar la emulsión. Así mismo, la

agitación causada por los estranguladotes y las conexiones del cabezal sir~ct

para mezclar los compuestos químicos y ayudar también en el tratamiento.

Las sustancia quimica se agregan comúnmente por el espacio at-iular entre la

tubería de producción y la tuberia de revestimiento.

Hay una variedad de métodos que se usan para inyectar (21 compuestci

químico en el pozo. A veces se agrega el cumpuesto al agua ' se bombea

continuamente dentro del pozo; en otras ocasiones, el compue~to se agrega

al agua a intervalos y se le introduce en el pozo.

Tratamiento de Iínea de flujo: El tratamiento en la línea de flujo, al igual

que al tratamiento en el pozo, requiere que el compuesto qüímic.2 se agregue

a la emulsión en un punto donde haya agitación y tiempo adecuado para e!

tratamiento. El punto más comúnmente usado para la ifiyección en la tuberi~i

de flujo durante el tratamiento es corriente arriba del separador

freciientemente en el cabezal del pozo.

Anteriormente se había mencionado que era antieconómica la inyecciór

en cada pozo. En la industria petrolera lo que se hace mayormente es reuni;'

la producción de un conjunto determinado de pozos en una estación de flujo.

en la cual se encuentra el equipo de inyección desemulsificantci además de

ios separadores.

Tratamiento por lotes: De todos los métodos de tratamiento, el

tratamiento por lotes es el más antiguo. La emulsiSr; puede ser conducid^

desde el pozo directamente al tanque de almacenamiento, el cual está

equipado a veces con serpentines de calefacciSn cun vapor. En dicho casc

se agrega el compuesto químico a la emulsión la cual se agita introduciéndole

Gas.

103

Un método conveniente para agregar el compuesto es dsjarlo goteai-

desde un recipiente cubito agujereado permitiend~le escurrii-

gradualmente dentro de la emulsiSn mientras ql;e la agitación coiitinúa.

Si se vierte el compuesto de una vez, éste puedo irse al fondo del tanque

debido a que la mayorla de estos desemulsificantes tienen gravedad

específica mayor que el petróleo y el agua, no lográndose un ccntacto íntimc~

con las partículas de agua dispersas.

2.6.3.3. Equipos de inyección.

Los equipos de inyección de desemulsificantes constan esencialmente de uri

tanque de almacenamiento del producto quimico, una bomba, l;n filtro y un

contador de flujo. Este equipo se utiliza para tratamiento en el pozo y ~sn la línea de

?!ujo. Para tratamiento por lotes ya se indicó el equipo.

La bomba de inyección es generalmente del tipo émbolo de desplazamiento, la

edal es ajustada para agregar la cantidad, de desenulsionante de:erminada dcs

acuerdo a la relación de compuesto qüímico a crudo emulsionado tratado.

La mayoría de las bombas inyectoras de productos químicos que se fabricar1

actualmente tienen ajustes ya sea para la velocidad de la bomba o a carrera del

émbolo, regulando así la cantidad de desemulsificante que se bombea durante uri

tiempo dado.

Es de suma importancia para el éxito del tratamiento en la producción que sii

funcionamiento sea continuo, ya ql;e si la bomba deja de funcionar (31 tratamiento

se paraliza Los tanques de almacenamiento proveen de desemul!;ionante a Izi

bomba. Estos tanques deben lir~piarse ocasionalmente y deben estar tapados.

Estan construidos de hierro fundido y recientemente se han fabricado de acero

inoxidabie.

En cuanto al filtro, su función es retener partículas extrañas, tales como sólido.

que se encuectren en desemulsionante y que puedan ob:;tawlizar el

funcionamiento de la bomba.

2.6.4. Métodos eléctricos o eiectroesiáticos.

Este método es utilizado cuando los costos del tratamiento quírnico resultar1

excesivos y es posible, mediante la aplicación de energía eléctrica, eliminar o reduci -

ia inyscción de product~s químicos.

Las bases de la deshidratación por medio de un sistema eléctrico fuerori

descubiertas en 1909 por Cottrell y Speed, en la Universidad de California. La

patente de este proceso fue tomada por Petroleum Rectifying Company of Californici

(IETRECO).

La explicación original del fenómeno se hacia diciendo que las partículas

s~spendidas en un medio con Gna a constante dieléctrica más baja, corio es el caso

del agua en el petróleo, son atraídas entre si cuando se forma un campo eléctrico de

alto gradiente en el sistema.

Mientras mayor resistividad tenga el medio (petróleo) es mayor el campcl

eléctrico que p ~ e d e soportar sir; romperse y por lo tanto las fuerzas quc? prodücer; la

coalescencia son mayores. Los crudos producidos tienen por lo general una

resistividad relativamente alta de 106 ohm - cm, y por ello, grarides f~erzas~

eléctricas pueden hacer que las partículas de agua se unifiquen.

El método de tratamiento de emulsiones de petróleo involucra el uso de campos.

eléctricos o eledrostático con el propósito de causa; que las pequeñas gotas.

dispersadas se muevan, colinden y coalescan. El efecto antes descrito se origin?

debido a que las gotas de agua se polarizan en el a m p u electrostático La figura Idc'

25 muestra de forma esquemática el efecto de la polarización en gota!; de petrólecl

debido a la acción de un campo electroestátim.

'í OE

11 Efecto de la polarización en gotas de petróleo debido a la acción de un campo electroestático / ( - 1

( - 1 I j

- i /

- - - - Petróleo + + + + - - - - G Petróleo

+ + + + + + + + + + + 0 Petróleo - - - - -

( + ) Dos gotas de petróleo de pequeño diámetro - Se polarizan Se unen (coalescen) formando

(d,) frente a la acción de atrayéndose - gotas de mayor diámetro (d2) que

un camPo eléctrico. entre sí. son drenadas con mayor rapidez.

Figura No 25. Efecto de la polarización en gotas de petróleo debido a la accióri de un campo

electroestático.

Es común encontrar sistemas combinados donde es necesario calentar el crudo

antes de ser sometido a la corriente eléctrica u otros de combinación química

térmica! mecánica o de los tres sistemas mencionados.

La utilización del sistema eléctrico de deshidratación con electrodos ofrece la

ventaja de que no hay aglomeración de arena en el recipiente y permite la

coalescencia más rápido que en otros recipientes de la misma superfici3.

El proceso es continuo inyectándose el compuesto en el cabezal del pozo o

estaciones de flujo. Si el calentamiento es necesario se hace también por método:;

continuos en la tubería de flujo. El asentamiento posterior se efectúa en un tanque.

La figura No 26 muestra un equipo de electrostático para el tratamiento de crudo.

Figura No 26 . Vista externa de un equipo electrostático para el tratamiento de crudo. Fuente: PETRECO.

Los glóbulos de una emulsión de petróleo en agua varían en tamaño desde lo:;

0.0001 hasta varios milimeiros en diámetros. De un estudio hecho en uri

microscopio eléctrico, se encontró que algunos glóbulos tienen una carga eléctriai

positiva, mientras que otros no tienen ninguna carga.

Cuando una corriente alterna de alta potencia es impuesta a través de una

emulsión, los glóbulos aunque ya estén previamente cargados o no, se cargaran por

inducción. Instantáneamente cada partícula tendrá una carga positiva en el lado d ~ l

cátodo y una carga negativa en el lado del ánodo. La atracción ent-e las carga:;

opuestas de los glóbulos, causarán que éstas se atraigan y se alineen l'ormando uní3

caderia entre los electrodos, donde el lado positivo de los glObulos est i en contacto

con e! lado negativo de los glóbulos adyacentes.

Cuando esta cadena está completa y en contacto con ambos electrodos,

corriente de alto potencial, seguirá la trayectoria de menor resistencia, pasando a

través de la cadena entre los dos electrodos, causando la ruptura de los glóbulos -4

por Ic tanto, la coagulación y el asentamiento de éstos. Esta formación y ruptura di?

las cadenas se produce continua y muy rápidamente, por lo tanto, en cualquie-

momento tenemos la formación de una cadena.

En resumen, la corriente eléctrica es utilizada en ocasiones para 1-eagrupar las

moléculas del agente emulsificante o membrana protectora, criginando el

debilitamiento de la película, lo cual induce al rompimiento de emulsiones. La fuerza

de atracción entre gotas de igual tamaño en un campo eléctrico puede ser calculada

por la ecuación (4). La figura No 27 ilustra en una composición de micro fotografía!;

de una emulsión tomada a 1200 imágenes por segu~do. Se rprecia como

coalescen las gotas de petróleo.

Emulsión inicial 0.01 33 sec. después de aplicar voltaje. de aplicai- voltaje.

0.055 sec. después 0.081 sec. Después de 0.083 sec. Después de aplicar voltaje. aplicar voltaje. de aplica1 voltaje.

Figura No 27. Composición de rnicro fotografías de una emulsión tomada a 1203 imágenes por

Segundo.

Fuente: PETROLITE

En el proceso eléctrico, la emulsión es colocada entre un electro1;lo fijo y otra

móvil. El electrodo móvil está en constante rotación para asegurar u i completc~

cubrimiento por la emulsión. Entre estos dos electrodos comúnmenle se utilizari

voltajes de separación de los electrodos. La corriente es suplida dl3 uno o do:;

transformadores de 220 a 440 voltios respectivamente. La corriente usada tiene una

intensidad del orden de 10 amperios.

Muchos tipos de electrodos han sido ideados para la deshidratación de las

emulsiones de petróleo, pero en general se puede decir que hay d3s clases do

electrodos, basados principalmente en la rata de flujo de la emulsión a través del

campo eléctrico.

Las figuras No 28-A, 28-B y 2 8 4 , presentan una vista interna de?

deshidratadores electrostáticos.

Figura No 28-A. Vista interna de deshidratador electrostático.

Fuente: PETRECO.

Figura No 28-6. Vista interna de deshidratador eledrostático.

Fuente: PETRECO.

Fguras No 28-C. . Vista interna de deshidratador electrostático.

Fuente: PETRECO.

í os tipos de electrodos pueden ser:

e Electrodos de baja velocidad: El sistema de electrodos de baja velocidatl

consiste en dos electrodos horizontales y paralelos, de distinto potencial. Cada

electrodo esta formado por una serie de anillos concéntricos en un planc

horizontal, y ambos están suspendidos, uno encima del otro, por aisladores, y

todo el conjunto se encuentra en la parte superior del separador. UI distribuidor

o espaciado; introduce la emulsión en el deshidratador por debajo do los

electrodos donde comienza a fluir lentamente hacia arriba hasta llegar al campo

eléctrico.

En este punto las partículas de agua se coagulan y caen :iI fondo del

deshidratador de donde es drenada continuamente de manera q u j el nivel de

agua esté siempre por debajo de los electrodos. El petróleo deshidratadc

continua su ascenso y sale fuera del recipiente a través de una tubería en el t o p ~

del deshidratador. El sistema de electrodos establece un campo eléc:trico en tods

la sección transversal del tanque de modo que todo el pet:óleo debe atravesar e

campo antes de abandonar el deshidratador.

Esta clase de electrodos se utiliza para emulsiones que tienen uncc

conductividad eléctrica relativamente baja y también para petróleos pesados

los cuales requieren condiciones de flujo lento para obtener una buen?

separación.

Electrodos de alta velocidad: Este sistema de electrodo:; es usado

principalmente para petróleos livianos de baja viscosidad y cor; emulsiones q u ~ '

tienen una alta conductividad eléctrica. Los dos electrodos están suspendidos;

por medio de aisladores er; una forma similar a los ya estudiados previamente

Sin embargo, estos últimos contienen menos anillos concéntricos y consumer.

menos energía eléctrica.

El petróleo entra directamente en el espacio comprendido eritre los dos

electrodos por medio de un resorte de distribución, el cual, por su posición en el

centro, envía la emulsión en forma radial, en todo sentido y sn un plano

horizontal. De esta manera, todo el petróleo es forzado a pasar repetidas vn ~ c e s zi

través del campo eléctrico.

2.6.4.:. Tipos de deshidratadores eléctricos.

Los deshidratadores consisten sencillamente en un recipiente a presión en los

cuales se colocan los electrodos en la forma ya estudiada. Estos piieden ser de

dos tipos:

- Vertica!es

- Horizontales

El deshidratador eléctrico horizontal provee mayor volumen de tratamiento que

el deshidratador vertical de tamaño flsico similar, es de mayor eficiencia en lo q u ~

respecta a la capacidad para acomodar ciertos dispositivos de los electrodos, de,

acuerdo al tipo y condición de la emulsión a tratar. Deshidratadores e ectrostáticos

horizontales se muestran en las figuras No 29-A y No 29-B.

IGUALADOR DE GAS

EXTRACTOR DE ENTRADA DE

SALIDA DEI PETRÓLEO

TUBO DE CALENTAMIENTO

SALIDA DE AGUA

DEFLECTOR ALREDEDOR DEL TUBO DE

CALENTAMIENTO

Figura No 29-A. Deshidratador eledrostático horizontal.

Relillas eléctricas con espaciamiento

Bafle difusor

Figura N" 29-b. Deshidratadores electrostático horizorital con rejillas electricas verticales para flujcl

de fluidos en dirección vertical.

En la actualidad, el deshidratador eléctrico horizontal es el más utilizado, perc,

en algunos casos se utilizan los deshidratadores eléctricos verticales, sobre todo.

en cix~~pos petroleros donde se manejan volúmenes pequeños.

La principal ventaja del sistema eléctrico es la velocidad de coalescencia y

sep~ración de agua. Sin embargo, es preciso combinarla para su mejcir efectividad

con el método químico, o sea el agregado de desernulsionante.

P, la hora de realizar los diseños y dimensionar los equipos de deshidratacióri

eleclrostitica el fundamental determinar una serie de parametros Involucrados.

entrti estos parámetros se encuentra uno de gran relevancia el cual es el factor de

carga (en EBLIDINPIE~). El factor de carga generalmente se obtiei~e a partir d~

[a ccrrida del crudo a deshidratar, o desalar, en una planta piloto.

La tabla No 3 muestra valores del factor de carga para diferer~tes tipos de

crudo.

(:rudo i API @ 60 "F , Viscosidad Cps @ : Factor de caiga

210 OF BBUDIAIPIE~ @ 210 OF ; .................................................................................................................................................................................................................

23 69 Furrial 29.5 i .......................................................................................................................................................................................................................

26.9 25.3 Oriente 62

Maya 21.8 ............................................................

Crutje Blend 25

Tabla N" 2. Valores del factor de carga para diferentes tipos de crudo.

Fuente: PETROLITE.

El proceso de deshidratación del crudo mediante tratamiento eléctrico se

describe a continuación, el crudo penetra en un tanque de asentamierlto que d e b ~

tener la capacidad suficiente para permitir una precipitación adecuada y en donde se

(e ext~ae una cantidad considerable de agua. El crudo, conjuntairiente con lz

emulsión, sale por la parte superior y entra al tanque de limpieza.

Posteriormente, la mezcla es bombeada a través de termocambiadores y de uri

calentador, elevando la temperatura hasta 250" F, a fin de reducir la viscosidad y

facilitar la separación del agua. El primer grupo de termocambiadores transmite a IE!

mezcla el calor del petróleo limpio que sale de los precipitadores el~ictricos, y e

segundo grupo transmite el calor del agua que sale del fondo de la misrna unidad de

precip't i a d ores.

El agua caliente precipitada es llevada de nuevo al tanque de asentamiento, cori

el objeto de completar la separación inicial del agua del crudo conti~minado q u ~

llega para ser sometido a tratamiento. El crudo junto con la em~ls~ón, una vez:

calentado, entra en los precipitadores eléctricos, en donde finaliza el roceso so y set

elimina la mayor parte del agua. Es muy importante que el petróleo lirripio que sale

de los precipitadores eléctricos se enfríe convenientemente ar,tes de ser

almacenado en el patio de tanqiies, a fin de evitar perdidas por evaporaziones.

En Venezuela, plantas de deshidratación eléctrica son usadas en los campos de

Lagun llas y Quiriquire.

La figura No 30 muestra esquemáticamente un diagrama típico de ura instalación

de deshidratación eléctrica.

Tanque de Asentamientn

Petróleo Contaminad13

Asentamiento Tanqi~e de Bomba Limpieza

Zona de Agua

I

I I

L - . , I I I I I - - - I -

lntercambiadores 1

1 - - - - - - - - - -

Precipitadores eléctricos

,Petróleo

- - - - Agua

Figura No 30. Sistema eléctrico de deshidratación.

Taqto en los métodos químicos como eléctricos deben tomzrse muchas,

precauciones, para garantizar que el agua extraída y arrojada comc) desperdicicl

esté completamente limpia y sin mezcla de petróleo, a fin de evitar conti3minaciones.

Esto se consigue normalmente haciendo pasar el agua por una fosa de

asentamiento, desde donde se puede extraer cualquier cantidad de petróleo que

pudiera contener. Como alternativa, el agua extraída puede ser bombeada a pozos

no prcductores o usada como agua de inyección.

2.6.4. Desalación de crudos.

La mayoría de las aguas asociadas a la producción de petróleo cor tienen sales

las cuales pueden ocasionar problemas en los procesos de producción y refinación

especialmente cuando los sólidos precipitados forman escamas en calentadores

intercanibiadores, etc., lo cual puede causar una aceleración en la con-osión de lasl

iineas de tubería, los equipos y facilidades de producción.

En casi todos los casos la sal contenida en el petróleo, consiste en sial disuelta eri

pequeñas gotas de agua que a su vez se encuentran dispersas dentro del petróleo

En algurios casos el petróleo producido puede contener cristales de sal, los cuales se

forman como consecuencia de los cambios de presión y temperatura que sufre e

fluido durante el recorrido por la tubería del pozo y a través de los equipos de

producción. Los cristales de sal fluirán fuera del agua por lo que estos nci son de grarl

importaiicia en los procesos de desalación.

La salinidad de las aguas de formación varía ampliamente, pero IEI mayoría de

estas aguas tienen un rango de salinidad de 15000 a 130000 PPM de! equivalente'

NaCI. Un petróleo conteniendo solo un 1% de agua con una concentracón de sal de

15000 PPM, tendrá 55 Lbm de sa1/1000 Bls. Esto será bastante negativo si se

consideca que el contenido aceptable de sal varia de acuerdo a los contratos des

venta, pero generalmente no debe ser más de 43 a 57 gramos de sal/m3 (15 a 2Cl

libras de sal por mil barriles de crudo, PTB) para refinerías sencillas. Para las que

tienen procesos más complejos y usan catalizadores, las especificaciories son más

exigentes y pueden llegar a 2,9 gramos de sal/m3 (1 PTB).

La composición química de estas sales también es variable pero la mayor parte es

generalmente NaCl con cantidades menores de Calcio y Cloruro de Rlagnesio. LE

presencia de sales en el agua residual resulta en problemas de limpieza y de

corrosión en la refinería. La mayoría de las refinerías empiezan el trstamiento de'

crudo por una desalación, la cual permite también reducir el contenidc) de metales

(Fe, Ni V) y de arsénico a valores que pueden tolerar los catalizadores d~

reformación, de isomerización y de craqueo.

DeSido a los problemas operacionales asociados con la sal, la mayoría de las

refinerías compran petróleo con un contenido de sal de entre 10 a 2Cl PTB, por Ic

que es necesario, como se mencionaba anteriormente, someter al ~etróleo a ur

proceso de desalación inicial hasta llegar a concentraciones de sal dc? entre 1 a E ,

PTB, esto antes de los equipos de destilación de las refinerías. La figura No 31

presenta un gráfico donde se indica la formación de ácidos corrosivos debido a las,

sales en función de la temperatura.

Heat CaCI2 + 2H20 - Ca(OH)* + 2HCl

Figura No 31. Gráfico de formación de ácidos corrosivos debido a las sales en función de Ici

temperatura.

Fuente: PETROLITE.

En Venezuela ciertos campos petroleros presentan crudos con esta característica

como en el caso del crudo producido en el Campo de Temblador, por lo cual es

necesario desalar el crudo, proceso que se realiza al mismo tiempo de su

deshicratación, a fin de reducir el contenido de sal a un límite aceptable en las

refinerías. En este caso también se utiliza una precipitación eléctrica.

A manera de ejemplo, el crudo de la segregación Morichal, al sLr del estadc

Monagas, sobrepasa los 290 gramos de sal/m3 (100 PTB) y los contr~tos de vente

estipulan un contenido máximo de sal de 57 gramos de (20 PTB), sierido por tantc

necesario desalarlo.

El propósito de los sistemas de desalación es reducir el contenido de sal del

petróleo a niveles aceptables. En caso de que la salinidad del agua de Formación nc

sea tan grande, el proceso de desalación es esencialmente el mismo que Is

deshic;ratación de campo. La principal diferencia es que se introduce una ciert~

cantidad de agua dulce que se emulsiona con el crudo para formar iina emulsiór

P/A con un contenido de agua suficiente (5-10%) para que se pueda producir un2

separación eficiente. En este caso los conceptos y equipos descritos ¿interiormente

para los tratamientos de crudos emulsionados pueden ser aplicados.

La desalación se puede realizar en una o dos etapas, pero generalmente se hace

en dos etapas. La primera consiste en un separador-calentador y la segunda en ur

separador electrostatico.

Se inyecta agua fresca a la entrada de cada etapa. Con el sisteina de doble

etapa se alcanza fácilmente una taza de sal residual inferior a 1 PTB. Tal instalaciór

permite el reciclaje de crudo contaminado, y de aceite recuperado de las plantas de

depuración sin más problema.

Es importante mencionar que en los procesos de desalación de crudo un aspectc

critico de la desalación es la reducción del agua de lavado para reduc r el volumer

de efl~entes, ya que este luego deberá ser sometido a un tratamiento para su

disposición final y un volumen muy alto generará costos adicionales en los procesos

118

de clarificación de agua. Mediante la recirculación se incrementa la eficiencia de

contac;to y se reduce el agua requerida. La figura No 32 ilustra un proceso d~

separación en dos etapas, mostrando un plano fotográfico de 1.3 planta de

tratamiento y un plano del sistema.

DESHIDRATADOR PRIMERA ETAPA SEGUNDA ETAPA DE DESALACIÓN DE DESALACIÓN

Figura No 32. Proceso de separación en dos etapas, mostrando un plano fotográfico de la planta dc,

tratamiento y un plano del sistema.

Fuente: PETRECO

La concentración de sal presente en el crudo puede ser obtenida mediante 1 ~ :

siguieiite ecuación:

(Ec. 5)

Donde:

Cso = Contenido de sal en petróleo, en LbmI1000 BIS (PTB).

CsvJ= Concentración de sal en el agua de producción, en PPM.

Yw= Gravedad específica del agua de producción.

fw = Volumen de agua, en fracción.

Esta ecuación también puede ser expresada de la siguiente forma:

PTB = 0.0035 . % AyS. PPM P (Ec. 6)

Donde:

PTB = Contenido de sal en petróleo.

% AyS = Porcentaje de agua y sedimento.

PPM = Concentración de sales en el agua de producción.

Parámetros típicos en la desalación de crudo son presentados en la .:abla NO3 .

PARAMETROS T~PICOS DE LOS PROCESOS DE DESALAC;IÓN

Remoción de sal 95% (una etapa)

Sal que entra máx. 1001bl1000bbl petróleo

Sal que sale 0.2 - 2.01b/1000bbl petróleo

Eliminación de sólidos 50% - 80%

% AyS salida 0.1% - 1.0%

Petriileo en agua efluente 100ppm - 1 .O%

Flujo de agua de lavado mín. 3% - 8% del volumen de crudo de alimentación.

Temperatura de trabajo 100 -1 5 0 0 ~ 1 21 2 - 301 OF

Tabla F.lo 3. Parametros típicos de los procesos de desalación.

Fuente: PETROLITE

La figura No 33 muestra un diagrama de una instalación típica de un sistema

utilizac'o en el tratamiento de un crudo contaminado con agua de un alto contenido

de sal, que como en el caso del Campo de Temblador, es casi parecida al agua del

mar.

100 "F Crudo y agua bastante

alada a 80 "F

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

salmuera

1. Tanque de asentamiento. Petróleo y salmuera. 2. Tanque de asentamiento. Petróleo mezclado con agua caliente. 3 Tanque limpiador. 4. Sistema de bombeo. 5. Termocambiadores. 6. Calentador. 7. Deshidratador. 8. Sistema para mezclar petróleo con agua dulce. 9. Sistema para mezclar petróleo con agua dulce. 1 O. Desalador.

Figura No 33. Diagrama de una instalación típica de un sistema utilizado en el fratamiento

de un crudo contaminado con sal.

El proceso que se realiza para el tratamiento de crudo contaminiado con sal

consiste en primer lugar en hacer pasar por un tanque de asentami:3nto ( A ) , en

donde se le extrae cierta cantidad de agua en las condiciones atmosféricas de

presióri y temperatura. De allí, el crudo sale por la parte superior y se mezcla con el

agua calentada en las unidades de deshidratación y desalación y entra en el

segunclo tanque de asentamiento (2). En este tanque se efectúa nueva :;eparación y

extracción de agua; el agua sale por el fondo del tanque, mientras el petróleo es

sacado por la parte superior y llevado a un tanque limpiador, (3) de doncle los fluidos

son bcmbeados (4) a través de unos termocambiadores (5), en donde empieza a

recibir calor.

De los termocambiadores los fluidos pasan a través de un calentador (6) para

reducir un poco la viscosidad antes de entrar en el deshidratador (7), en donde se le

extrae la mayor parte del agua.

El crudo, con el contenido de agua que le queda, se mezcla con agua dulce

caliente (8) y (9) antes de entrar al desalador en donde todo el resto del agua es

extraído y de allí finalmente se bombea el petróleo limpio al almacenamiento,

pasando a través de los termocambiadores (5) a fin de enfriarlo y evitar pérdidas.

Las unidades de deshidratación y desalación requieren limpieza frwuente a fin

de reniover los depósitos de sal y arena que se forman durante el proceso de

tratamiento.

2.6.6. Procesos aplicados en la remoción de azufre presente en los

hidrocarburos.

El azufre está presente en el crudo en distintas concentraciones: como azufre

orgánico (mercaptanos y tiofenos) y como sulfuro de hidrógeno (H2S). A lo largo del

procesamiento del crudo, algunos de los compuestos orgánicos del azufre son

converiidos a H2S, el cual es absorbido por compuestos químicos y rerriovido de las

corriectes de hidrocarburos. Estos compuestos químicos son posteriormente

regenerados y el H2S es concentrado en una corriente gaseo:;a, llamada

normalmente gas ácido.

El aumento de producción de crudos que contienen proporciones de azufre

relativamente altas, se tradujo lógicamente en un aumento del contenitlo de azufre

en varios productos de refinería. Además, el mercado para algunos de ellos (aceites

Diesel) demandaba aceites con bajo contenido de azufre. Esto hizo necesario el

desarrollo de métodos para remover los compuestos de azufre de estos productos.

Alguncls tratamientos para la remoción del azufre producido con los hidrocarburos se

presentan a continuación.

2.6.6.1. Hidrotratamiento.

El hidrotratamiento es un proceso mediante el cual los compuesto:; de azufre y

nitrógeno son removidos de la carga o alimentación y convertidos En sulfuro de

hidrdgeno y amoniaco, respectivamente, al reaccionar con hidrógeno en presencia

de u11 catalizador.

Antes de la Segunda Guerra Mundial hubo poco incentivo en la iiidustria para

estudiar el mejoramiento de la calidad de los productos por hidrotratsmiento. Los

procesos tradicionales para la remoción del azufre usaban ácido sulfúrico, de

aplicación limitada v de un alto costo de operación por pérdidas de iicido. Desde

entonces, diversos factores; contribuyeron al desarrollo de procesos ~;ofisticados y

flexi ties de hidrotratamiento.

E.I aumento de la producción de crudos con alto contenido de azufre y las.

restricciones sobre emanaciones de compuestos sulfurosos a la atmósfera hicieror~

más estrictas las especificaciones de los productos y originaron la necesidad de

una mayor capacidad de remoción de azufre en las refinerías. La disponibilidad de

hidrhgeno relativamente barato, como subproducto de reformación catalítica dio

impcilso adicional al desarrollo de procesos de remoción de azufre poi-

hidrotratamiento.

La hidrodesulfuración ha sido usada ampliamente para tratar nafta:; para carga

o alimento de los reformadores cataliticos; los kerosenes y ga:;óleos para

adeci~arlos como componentes de mezclas y10 alimentación para otros procesos.

Actualmente; y lo cual ha sido una tendencia creciente a nivel mundial, la

demanda creciente de destilados de mayor valor y menor producción (le residual a

partir del petróleo, ha promovido la investigación y el desarrollo de procesos más

efectvos de conversión. El resultado ha sido el incremento de productos

craqiieados con alto contenido de olefinas, aromáticos, nitrógeno y azufre que

requieren ser tratados, y el hidrotratamiento resulta ser una de las mejores

alterriativas.

El proceso de hidrotratamiento es ampliamente usado p¿:ra remover

contaminantes (azufre, nitrógeno, etc.) y se han desarrollado diferentes tipos de

catalizadores. El catalizador generalmente usado para hidrodes~lfuración es

cobalto - molibdeno finamente distribuido en un alma de alúmina.

En los procesos que requieren alto porcentaje de remoción (le nitrógeno

(desiiitrogenación) y10 saturación de oleofinas, se usan catalizadores de

níquel-molibdeno en alma de alúmina. Cuando el objetivo de proceso es remover

oxígeno, se utilizan catalizadores de cromito de cobre.

Lo anterior indica que la selección del catalizador depende fundamentalment~

de la carga y de la calidad del producto deseado. Por otro lado, la vida útil de

catalizador depende del tipo cantidad de la carga, del porcentaje de azufre en la

carga y en el producto, de la pureza del H2 y de los contaminantr3s presentes

(carbón, metales, etc.). Algunos catalizadores son regenerados fuera del reactoi-

(ex-aitu) para su posterior reutilización, y este servicio lo presta11 compañía:;

especializadas.

Las principales reacciones que ocurren en el proceso son:

Remoción de azufre.

a. Mercaptanos.

RSH + H2 - RH + H2S

b. Sulfuros.

RSR' + 2H2 RH + R'H + H2S

c. Disulfuros.

RSSR' + 3H2 0.5RH + 0.5R'H + 2H2S

d. Tiofenos

H2C - CH2 + 2H2 - C4Hlo + H2S

e. Tiofenos

R.emoción de Nitrógeno Pirrol.

Saturación de Aromáticos y Olefinas.

a. Aromáticos.

Benceno + 3H2 --+ Ciclohexano.

b. Olefinas.

Se describe a continuación el proceso de Hidrodesulfurización empleado en la

Refinería de Amuay.

El material de carga consiste en diversos cortes obtenidos de las plantas de

destilación atmosférica y al vacío según el tipo de producto que se desea preparar.

Estos cortes son impulsados a través de varios termocambiadores y de un homo

de calentamiento. El gas del hidroformador, que contiene gran cantidad de

hidrogene, es calentado en otra sección del mismo horno y luego pasado por un

tambor de depuración en el cual son removidas cataliticamente las trazas de

monóxido de carbono nocivo para el catalizador del reactor. El gas depurado y el

material de carga son luego mezclados e introducidos al reactor.

Dentro del reactor, el aceite y el hidrógeno, íntimamente mezcla,ilos pasan a

trav€s de una camada fija de catalizador en donde el azufre contenido en los

aceites reacciona con el hidrógeno formando sulfuro de hidrógeno.

El producto del reactor es extraído por el fondo del mismo enfriado e

introducido a la torre de rectificación, en donde, mediante la acción del vapor de

aguz, el aceite tratado es despojado de los productos livianos formados en el

reacior, del sulfuro de hidrógeno y del exceso de gas que no entró en la reacción.

El aceite desulfurizado extraído por el fondo de la torre es enfriado luego

pasado a través de un filtro de arena y finalmente es enviado a los tanques de

126

almacenamiento. El gas parcialmente deshidrogenado, el sulfuro de hidrógeno y el

vapor de agua, son extraídos por el tope de la torre, pasados por condensadores y

enviados a un recipiente de destilados. Los gases son extraídos de este recipiente

a través de una válvula reguladora de presión y pasados al sistema de combustible

gaseoso de la refinería.

La regeneración del catalizador se efectúa periódicamente, p(3sando una

mezc.la caliente de vapor de agua y aire a través del reactor.

2.6.6.2. Recuperación de Azufre.

En el pasado, se producían pequeñas cantidades de gas &:ido que se

quemaban en los mechurrios. Sin embargo, debido a la disminución clel contenido

de azufre en los productos de hidrocarburos y a las regulaciones amtiientales, fue

necesaria la instalación de plantas de azufre para convenir el H2S en azufre

elemental (Proceso "Claus").

E¡ proceso "Claus" para la recuperación de azufre es a ampliamente conocido y

está basado en la combustión del H2S a SO2, (a 1.200-1.400 "C), y la reacción

posterior del H2S para formar azufre elemental según la siguiente ecuación:

2 H2S + SO2 3s + 2H20 (Reacción "Claus")

EL equilibrio de la reacción limita la recuperación de azufre a

aproximadamente, 95%. La reacción del H2S con el SO2 se realiza eri dos etapas,

la térmica (en el horno) y la catalítica (en los reactores).

Los catalizadores usados actualmente son a base de alúmina activada, los

cuales presentan un alto rendimiento en recuperación de azufre y ura resistenci~

meciinica alta.

Además de la reacción "Claus", las principales reacciones del proc, =SO son:

La alimentación para esta unidad es gas ácido (rico en H2S) pro\feniente de

unidades de regeneración de aminas y gas agrio rico en (NH3 y H2S) que viene de

las p'antas de agua agria. En la alimentación se debe minimizar el c~ontenido de

hidro;arburos para evitar daños en el horno por alta temperatura, ccntaminación

del catalizador por deposición de carbón v oscurecimiento del azufre producido.

Adicionalmente, la alimentación debe contener una cantidad mínima de agua para

reducir la corrosión y mantener la resistencia mecánica del catalizador.

Como se mencionó anteriormente, la recuperación está limitada a 95%; sin

embargo, se han desarrollado procesos para el tratamiento de los gases

excedentes o de cola para disminuir las emanaciones a la atmósfera y aumentar la

recuperación de azufre, la cual puede llegar a ser tan alta como 99,9%.

Descripción del proceso: El gas ácido entra al tambor-separador donde se le

remeve el líquido presente y de allí pasa al quemador principal del horno; igual

operación se realiza con el gas agrio y se envía al quemador seciindario. Este

arreglo puede variar según el diseño de la planta. En el horno ocurre Ili combustión

del NH3, hidrocarburos y de una tercera parte del H2S alimentado: el oxígenc

requvrido para esta operación es suministrado mediante un soplador cle aire.

Los gases calientes del horno se envían a una caldera para generar vapor.

doncle el azufre producido es condensado, drenado y recogido en un sumidero.

P, la salida de la caldera, los gases, que son fundamentalmente uria mezcla de

sulfuro de hidrogeno y dióxido de azufre con algo de nitrógeno y vapor de agua

entran al reactor primario, donde a través de un lecho de catalizador se realiza de

nuevo la reacción "Claus". El efluente de este reactor es enfriado en el

ecoriomizador, el azufre es condensado y drenado hacia el sumidercl y los gases,

previo recalentamiento, se envían al reactor secundario y de alli al segundo

economizador, repitiendo el ciclo.

12ti

Los gases que salen del segundo economizador se llaman de cola y consisten

fundzmentalmente de nitrógeno, vapor de agua y pequeñas cantidades de H2S y

SO2 que no han reaccionado. Este gas pasa a un tambor-separador en el cual se

depositan y drenan pequeñas cantidades de azufre de arrastre. Finalrriente, el gas

se eiivia a un incinerador en el cual se logra la combustión corripleta de la

pequeña cantidad de H2S antes de enviarlo a la atmósfera. El azufre acumulado

en el sumidero es bombeado periódicamente aun tanque de almacenzimiento que,

aislatlo y calentado por vapor, sirve para mantener el azufre líquido.

Plxteriormente, el azufre puede comercializarse líquido o sól id~, utilizando

para ello lajadores que solidifican el azufre a través de unas correas enfriadas por

la parte inferior con agua y por la superior con ventiladores. Para solidificar el

azufre también se utilizan depósitos abiertos.

Las principales variables en la operación de las plantas de azufre son: la

relación H2S/S02 (cantidad de aire), para asegurarse que sólo 113 de H2S pasa a

S02, la temperatura de entrada a los convertidores y la de s;~lida de los

economizadores para maximizar la recuperación de azufre; y la terrperatura del

incinerador para que todo el H2S sin reaccionar se queme como SO2 .

2.6.6.3. Remoción de sulfuro de hidrógeno.

Los gases e hidrocarburos líquidos livianos (gases de petróleo licuados,

gasolina, solventes con intervalos de ebullición especial, gasoliria blanca y

kerosene) provenientes de procesos de refinería, pueden contener sulfuro de

hidrOgeno, el cual está presente en muchos petróleos crudos. Este es ur

contaminante en extremo indeseable tanto por su mal olor como por ser fácilmente

con~ertible en azufre, el cual hace que el producto sea corrosivo.

Si la concentración de sulfuro de hidrógeno es baja, se remueve generalmente

lavaido el producto con una solución alcalina fuerte hasta que el álcali se

consuma totalmente. Si el contenido de sulfuro de hidrógeno es alto, el uso de uri

proceso regenerativo es a menudo más económico. En este tipo ce proceso el

12'1

sulfuro de hidrógeno es absorbido en un liquido conveniente y subsigi~ientemente

removido del mismo, de manera de poder usar nuevamente este liquido para

futura absorción. Dos procesos regenerativos típicos son el de fosfato y al Girbotol.

Eii el proceso de fosfato una solución de fosfato de potasio es ulilizada para

absorber el sulfuro de hidrógeno mientras que en el proceso Girbotcl se emplea

una amina orgánica como la dietanolamína. El nombre Girbotol está c-:sociado con

el inventor y con la Compañía que lo promovió comercialmente. Apartando las

soluciones absorbentes empleadas, los dos procesos son básicamente similares y

usan el mismo tipo de equipo.

El proceso consta de dos secciones, absorción y regeneración. La solución

absorbente entra a unos 40" C por el tope del absorbedor, el cual es una torre de

platos con casquetes de burbujeo, cuando se quiere tratar gases, o de una

columna de relleno cuando es para tratar líquidos. La solución va hacia abajo en

dirección opuesta al flujo de hidrocarburos que entran por el fondo, y el producto

purificado sale por el tope del absorbedor.

La solución que contiene el sulfuro de hidrógeno después de pasar por un

termlscambiador entra a unos 90 - 95 O C a la torre regeneradora la cual es similar

a la absorbedora. El calor es suplido por un recalentador de vapor de agua situadc

en la base de la torre. La solución absorbente caliente regenerada c sea libre de

sulfuro de hidrógeno es bombeada desde el fondo de la regeneradora a través de

un tcirmocambiador y un enfriador hacia el tope de la absorbedora para usarla de

nuevo.

En los casos en que las cantidades de hidrógeno sulfurado separado resulteri

susceptibles de explotación económica, se recomienda la construccitjn de plantas

para la producción de azufre, en donde se efectúe la conversión catalítica del

hidrtjgeno sulfurado en azufre elemental.

2.6.6.4. Procesos de conversión de H2S a azufre.

En el proceso de Conversión catalítica, el hidrógeno sulfurado de la planta

Girbotol (o su equivalente) pasa a la planta convertidora a una presiór muy baja (5

Lpca), saturado con vapor de agua a la presión y temperatura del gas que varia

entre 100 y 150" F. El exceso de vapor se separa del gas de carga por medio de

un deshidratador de barril; el gas va entonces sin más tratamiento al horno de

combustión. El aire necesario para la combustión es suplido por rnedio de ur;

ventilador de desplazamiento rotatorio positivo.

La planta incluye una cámara de combustión cilíndrica u horno Iiorizontal de

u ~ o s 9 pies de diámetro y 22 pies de longitud. El horno se divide lateralmente er

tres secciones de distribución para operación paralela. Cada une de las tres

secciones es en sí una unidad completa.

El calor total producido en el horno es de unos 15.000 Btu por hora por pie

cúbico de volunen del horno, cantidad esta mucho mayor que la ot~tenida en e'

viejo horno de Claus -Chance.

La entrada de aire y gas acido se precalienta en el homo por intercambi~~

indirecto de calor con los productos de combustión. Cada una de las tres cámaras

de combustión está provista de un quemador de gas natural para precalentar e

horno. En el periodo de precalentamiento el horno debe alcanzar una temperaturz

mínima de 1.800" F; entonces se retiran los quemadores, se taponar1 los pozos y

se iritroduce el gas acido y el aire al horno. Una caldera de recuperación se usa

para enfriar los gases de escape del horno antes de entrar éstos al coi-ivertidor.

Esta caldera recupera calor suficiente para generar 5.000 libras de vapor

satui-ado de 300 psig por cada tonelada de azufre producida. A la salida de IEI

caldera los gases de combustión se enfrían aun más en un intercamt~iador de gas

a gas y son llevados al primer convertidor.

Para hacer posible la mayor capacidad del sistema Mathieson en (comparación

con al proceso de Claus-Chance y en todo caso para obtener una i-ecuperación

superior al 88% se hizo necesaria la inclusión de convertidores cataliticos para el

tratainiento de los gases de salida del horno. Estos convertidores s o l del tipo de

hongo y los gases pasan hacia abajo a través de las capas del catalii:ador. El gas

entra al cofivertidor por la parte central del horno, pero enseguida se desvía

radialmente por medio de un deflector sencillo y desciende a través de1 catalizador

(6 a 8 mesh Porocel, una bauxita activada de alto contenido de hierro) que está

contenida en una malla de acero inoxidable.

Et convertidor de primera etapa opera a una temperatura, en la capa del

catalizador, de 759" F, mientras que el segundo convertidor opera a ;Anos 500" F.

El primer convertidor tiene dos salidas espaciadas a 180°, mieritras que el

segundo, más pequeño, sólo tiene una salida. Al igual que e horno, los

convertidores están provistos con sendos pozos auxiliares para qut?madores de

gas con el objeto de precalentar así a una temperatura mínima de 500" F antes de

comenzar la producción.

L3s catalizadores de bauxita han demostrado ser los más útiles en la

recuperación de azufre, tienen gran resistencia mecánica, son eu~nómicos de

instalar y su actividad es muy duradera.

2.6.6.5. Remoción de mercaptanos.

Los mercaptanos forman una serie de compues!os de azufre que pueden ser

considerados como derivados de hidrocarburos a los cuales se les ha

reemplazado un átomo de hidrógeno por un grupo que contiene iin átomo de

azufi-e y otro de hidrógeno. Los mercaptanos se encuentran en gases de petrólec

licuados, gasolinas y kerosenes y son particularmente indeseables por su mal olor.

Los mercaptanos presentes en fracciones cuya ebullición está par debajo de

200" C pueden ser removidos por tratamiento con un álcali fuerte, iormalmente

sods cáustica, la cual forma compuestos solubles con los mercaptanoi;.

132

El tratamiento puede ser llevado a cabo bien en proceso coitinuo o en

pequeños lotes y el álcali utilizado, junto con los compuestos de azufre, se envía al

despsrdicio o a regeneración dependiendo esta decisión de los costos relativos. La

regerieración de la solución alcalina se efectúa destilando los mercaptanos y

recirculando el álcali hacia el proceso.

L.os mercaptanos pesados o sea aquellos presentes en fracciones con

ebullición por encima de 100" C no son fácilmente solubles en soba ciustica, pero

el poder de disolución de la soda cáustica puede ser aumentado mediante la

adici3n de ciertos compuestos orgánicos llamados solubilizadores. Hay un proceso

regenerativo para remoción de mercaptanos en esta forma llamado proceso

solubilizador, usado ampliamente en refinerías para el tratamiento de gasolinas de

alto c;ontenido de mercaptanos.

El álcali utilizado puede ser potasa cáustica en preferencia a la socia cáustica y

como solubilizadores son usados comúnmente ácidos cresílicos, aurlque muchos

otros compuestos podrían ser empleados con este propósito.

La regeneración de la solución solubilizadora gastada se hace soplándola con

aire 121 cual convierte los mercaptanos disueltos en disulfuros y estos son extraídos

con un solver;te apropiado.

2.6.6.6. Endulzamiento.

En el caso de las gasolinas con alto contenido de mercaptanos se justifica un2

remoción profunda de éstos usando el proceso solubilizador, pues la presencia d~

compuestos de azufre hace necesario añadir más tetraetilo de plomci a la mezclz

de gasolina para obtener el número de octano req~erido. Sin embargo, en IE

mayoría de los casos solamente es suficiente convertir los mercaptanos erl

disulfuros por medio del proceso de endulzamiento. Los disulfuros r o t ie~en es€,

olor fuerte ofensivo de los mercaptanos y es permitido dejarlos en (21 producto 4-

así, aunque el azufre no sea removido, la gasolina es endulzada por ,a conversióri

de mercaptanos a disulfuros.

132

U17 gran numero de procesos de endulzamiento puede ser empleado, siendo el

más 'antiguo de todos el llamado "tratamiento doctor", en el cual una solución de

oxido de plomo (litargirio) en soda cáustica es usada junto con azufre elemental.

Los procesos de tratamiento con soluciones de hipoclorito de sodio y cloruro de

cobre son empleados también en la conversión de mercaptanos a disu,furos.

Un proceso ampliamente usado actualmente es el solubilizador modificado, en

el cual la gasolina es tratada con solución solubilizadora y aire al mismo tiempo;

los rnercaptanos disueltos en la solución solubilizadora son corivertidos en

disulluros los cuales se redisuelven en la gasolina y luego la gasolina es separada

de la solución solubilizadora enviándose esta última de nuevo al pi-oceso. Este

proceso solubilizador con aire es por consiguiente de efecto similar al "tratamiento

doctc)rl' y a los otros métodos de endulzamiento mencionados.

El proceso de endulzamiento descrito no es enteramente satisfac:torio para el

tratamiento de kerosenes y combustible de turbinas por lo cual cts necesario

emplear otro con pequeñas cantidades de ácido sulfúrico. En este proceso

somcitido a tratamiento se mezcla Íntimamente con ácido sulfúrico y el residuo

ácido se separa y recircula, inyectándose un pequeño porcentaje de ácido fresco

dentro de la corriente de ácido recirculado para mantener la fuerza ác,da deseada.

Adernás del efecto de endulzamiento, el tratamiento con ácido sulfúrico tiene un

efecto beneficioso sobre otras propiedades del producto tales como color y

formación de gomas.

2.6.6.7. Innovaciones en procesos de desulfuración.

S Zorb y GTL.

Las tecnologías S Zorb y GTL apuntalados por Conoco-Phillips han sido

consideradas por esta empresa como procesos emergentes y estratégicos quc

consisten en nuevas tecnologías para desulfurización y GTL. La empresa ha

estado muy activa desarrollado proyectos piloto de GTL, la cual inició un programa

de investigación y desarrollo en 1997 relacionado con teuiologías de

hidrcprocesamiento, syngas y Fischer-Tropsch con excelentes resultatlos.

En julio de 2003, Conoco-Philips inauguró una planta de demostr~ción de GTL

en Oklahoma, capaz de producir 400 barriles al día. Esta planta fuc? diseñada y

opera a la manera de una planta completamente escalable y viable

comercialmente. En diciembre del mismo año, la empresa firmó un contrato para

realizar los estudios preliminares de ingeniería destinados a la construcción de una

planta GTL en Ras-Laffan, Qatar.

El proceso S Zorb SRT, por su parte, es aplicado por Conoco-Phillips en

refinerías como la de Femdale, Washington, Estados Unidos, con el fin de cumplir

(os nuevos y estrictos criterios de remoción de azufre.

La nueva tecnología se aparta del tradicional hidrotratamiento de remoción de

azufre de las fracciones de la FCC (craqueo catalítico de fluidos) que resultaba er

la hidrogenización y la pérdida de octanaje. La utilización de hidrógeno, su alte

pureza y los elevados costos de operación no son problema con el nutwo proceso.

Algunos procesos lograban los contenidos bajos de azufre a costa de la pérdidé

de un volumen considerable del producto, mientras con el método S Zorb se har

logrado recobros de 100% del volumen de carga original; además, no se generar

compuestos livianos que alteren la presión de vapor Reid, evitatido mezclas

adicionales. Entre las ventajas fundamentales se tiene:

Baja pérdida de octanaje, ya que la absorción prioritaria previene Iz.

saturación de olefinas. Con el uso de qulmica catalítica Única, el azufre se

absorbe del hidrocarburo en vez de liberarse por los métodos tradicionales.

El método S Zorb SRT no compensa la ganancia de octano con pérdide

volumétrica.

La remoción a los niveles requeridos de azufre a 10 PPM o menos se

asegura con el proceso.

El consumo reducido de hidrógeno no crea problemas cuando la

disponibilidad del mismo es limitada.

La pureza del hidrógeno no es critica, ya que se opera con nive!es tan bajos

como 70%.

La operación es continua, ya que la regeneración permite la circulación y

renovación del absorbente.

El proceso S Zorb SRT no necesita el fraccionamiento de la alimentación de

la FCC ya que trata fracciones pesadas o livianas, la corriente de la nafta, o

la combinación de estas.

Los costos de operación asociados con la duración de las corridas, pérdidas

de octanaje y de volumen y otros parámetros operacionalcts, hacen el

proceso S Zorb relativamente económico.

Pero no sólo los gastos de operación resultan competitivos; la inversión de

capital del reactor y el equipo asociado de regeneracijn debido a la

metalurgia convencional, las presiones de operación bajas y las altas

velocidades de espacio, minimizan el equipo.

"Las dos tecnologías (GTL y S Zorb) son factibles técnica y comerc.ialmente; sir

embargo, tienen aplicaciones muy diferentes: el GTL se aplica a gases complejos

para producir nafta y diesel. Estos combustibles son más limpios que los

comt~ustibles convencionales. El enfoque real es desarrollar un gas que de otrc

manera no podría utilizarse.

El S Zorb es para la limpieza de combustibles convencionales para cunplir las

norrrias ambientales.

"1-0s líquidos del Fischer-Tropsch están muy cerca al O PPM cle azufre. E'

azufre necesita ser removido aguas arriba del reactor FT ya que es ur

contaminante del catalizador. El azufre en las corrientes de gas se remueve cor

tecnologías convencionales."

Biodesulfuración.

El proceso involucra el uso de bacterias para remover los hidrocarburos que

conti.vnen azufre de las naftas y las corrientes de destilados. El flujo de

abastecimiento de naftas y destilados se combina con una mezcla de bacterias de

base agua, soda cáustica y nutrientes bacterianos. Las enzimas de as bacterias

oxidan los átomos de azufre y rompen algunos de los enlaces azufre-carbono para

producir un producto sulfuroso que después puede ser utilizado como materia

prima comercial para la industria del jabón. Los investigadores pretenden lograr

que la biodesulfuración pueda ser usada en combinación con 1'3s unidades

convencionales de desulfuración de las refinerías. Si bien el proceso ha sido

probado en el laboratorio, faltan aún por desarrollarse los diseños de ingenieria y

la estimación de costos correspondientes.

Oxidación Química y Extracción.

Este proceso de refinación involucra la formación de una emulsión de agua con

diesel. El azufre se oxida utilizando ácido catalizado. El azufre oxidaclo puede ser

separado de los hidrocarburos base y retirado o puede ser movilizaclo en la fase

acucsa, para formar una materia prima comercial similar E la de la

biodesulfuración. Este proceso trata preferentemente los compuestos de azufre

mas difíciles de remover pero no trabaja apropiadamente en Ics destilados

directos. La construcción de una planta piloto está planeada con costos de capital

estiniados en !,O00 dólares por barril de capacidad instalada diaria, lo cual es

menos de la mitad del costo de una unidad de hidrotratamiento de alta presión.

2.7. Aguas efluentes.

El agua asociada a la producción de petróleo, drenada durante los procesos de

separacicn agua - petróleo y en los procesos de deshidratación, contiene cantidade~,

apreciables de crudo emulsionado, el cual es necesario separar antes de utilizar o

desechar dicha agua lo que es un tema que reviste gran importancia dentro de IE

iidustria petrolera. Para ello, existen instalaciones de separación y decantación, donde

137

se inicia el proceso de clarificación para disponer posteriormente de esta agua

conocidas como aguas afluentes, las cuales pueden ser inyectadas en los yacimientos

para no contaminar el ambiente o con la finalidad de aumentar la extracción adicional

de crudo, 3 simplemente son arrojadas directamente a lagos, lagunas, ríos, etc.

El agua desechada debe cumplir con los requisitos exigidos por el Illinisterio del

Ambiente (MA). La industria petrolera trabaja conjuntamente con este ente

gubernamental en la aplicación de una política de conservación del ambiente, para

evitar la contaminación por las aguas asociadas a la producción de petróleo. Entre los

requisitos exigidos, se establece que el contenido la máxima de petróleo libre y10

emulsionado en el agua esté entre 10-15 partes por millón (PPM), además de retirar

sólidos s~ispendidos (como arena, finos, escamas u otros), con el fin de hacerla apta

para su disposición final.

En las operaciones de producción es frecuente tener que tratar con agua saladas

(de formcción) ya que éstas son producidas con el petróleo crudo. Éstas aguas tal

como se mencionaba anteriormente, deben ser separadas del crudo y dispmer de ellas

ce tal rranera que no violente o incumpla con los criterios medicambientales.

Generalmente en costa afuera las especificaciones para la disposición clel agua sor

estableciclas por entes gubernamentales y establecen un máximo contenido d~

~iidrocarburos en el agua de 7 a 72 mg/L lo cual varía dependiendo de las

especificziciones locales.

En la mayoría de las instalaciones en tierra el agua no puede ser dispuesta eri

s,uperficie ya que podría causar una posible contaminación por la sal presente en ella

pero que luego de un adecuado tratamiento puede ser desechada o utilizada eri

~;royectos de inyección de agua en yacimientos petrolíferos o en la generación de

itapor.

El proceso mediante el cual se separa el petróleo emulsionado de estas aguas se

conoce como clarificación, y consta de dos etapas: (a) tratamiento con producto:;

c~uímicos y (b) separación mecánica. Con los productos químicos se bgra que la:;

partículas de petróleo presentes en forma de emulsión se aglomeren ! r suban a la

i 38

si~perficie para luego separarlas del agua por medios mecánicos. La etapa inecánica se

lleva a cabo mediante dispositivos de diferentes diseños que facilitan y aceleran el

ascenso del petróleo a la superficie para permitir su recolección.

Los diferentes equipos e instalaciones utilizados son: separadores API, i:anquillas de

rí?colección, sistemas de aire y flotación, lagunas de clarificación, sistemas de filtración,

desnatadores, etc.

Los procesos para el tratamiento de aguas efluentes separadas en los sistemas de

deshidratación de crudo generalmente se realizan de la siguiente forma: Primero son

tratadas químicamente y enviadas a los sistemas de tratamiento de agua, donde

iriicialmente se les remueve el crudo libre presente (producto del arrastre c?n el drenaje

de los tanques de deshidratación), lo cual se desliza en piscinas de retención provistas

de desnatadores de crudo, luego son enviados para la remoción del crudo emulsionado

y10 disperso en la masa de agua hacia los equipos de separación, los cuales se diseñan

considerando el diámetro promedio de las gotas de crudo y la diferencia dc? densidades

entre el crudo y el agua (entre otros parámetros).

Para proveer en algunos casos el tiempo necesario de retención del agua en el

equipo para que las gotas de crudo alcancen la superficie del agua donde sor

rrmovida!; y, en otros casos, inducir coalescencia entre las gotas de cruclo dispersas.

c.on la in.;ención de aumentar el diámetro promedio de las mismas y, por lo tanto.

iiicrementar la velocidad de ascenso de las gotas de crudo hacia la superficie del agua.

cle acuerdo a lo establecido en la ley de Stokes.

2.7.1. Determinación de crudo en agua.

El contenido de crudo en agua puede ser determinado mediante:

Método Gravimétrico: Consiste en extraer el crudo del agua coi1 un solvente

orgánico adecuado, seguido de una posterior evaporación de la solucióri

orgánica para conocer la cantidad de crudo que se encuentra disuc?lto o libre eri

el agua.

139

nrlétodo Espectrofotométrico: Consiste en extraer el crudo del agua con un

sol*~ente orgánico adecuado, para luego determinar su concentr.aciÓn en la

solución, utilizando luz infrarroja, luz visible, etc., comparando la ab:;orción de la

luz con curvas de calibración hechas con patrones a los cuales se les hicieron

medidas de absorción en iguales condiciones.

2.7.2. Determinación de sólidos totales en el agua.

El término sólidos totales se aplica al material dejado en un recipiente después

de la evaporación de una muestra y su posterior secado en un horno a una

temperatura definida. Los sólidos totales incluyen el material no filtrablc? a través de

un medio escogido, el cual se denomina sólidos suspendidos; y el que permanece

en el líquido y pasa a través del medio filtrante siendo denominados sólidos

disueltos.

2.7.3. Opciones para el tratamiento de aguas efluentes.

Pai-a minimizar los posibles efectos negativos que puedan tener los compuestos

contaminantes en las aguas efluentes, se utilizan diferentes sistemas de tratamientc

que dependerán básicamente de las características del cuerpo de agua y del tipo de

contariinante que desee removerse.

Por lo general el tratamiento de los efluentes líquidos se realiza a través de etapa

sucesivas, que varían de acuerdo a su efectividad y complejidad denorriinándose d~

la siguiente forma:

Tratamiento primario.

Tratamiento intermedio.

Tratamiento secundario

Tratamiento terciario

Tratamiento primario: Son procesos físicos en el que se clisminuye el

contenido de aceite y grasas flotantes, sólidos en suspensión y temperatura.

De manera general los tratamientos consisten en procesos de desbaste y

dvsarenación, así como la remoción de aceites y grasas, para la s13paración de

éstos últimos generalmente se utilizan separadores API en los cuales se

separa el hidrocarburo libre, existiendo varios diseños en los que varía la

efectividad.

Entre los diferentes diseños se encuentran los separadores d r placa que

c13nsisten básicamente en modificaciones hechas a los separacores API, al

colocar las placas internas. Se diferencian entre ellas por el tipo de placa y

orientación de las mismas dentro del separador. Entre los separadores de

placas los más utilizados son los de placas corrugadas, las cuales son

orientadas a mejorar cada vez más la calidad del agua a la salida de los

separadores. Los canales de estas placas mejoran la separación del crudo al

proveer mayor supeficie de coalescencia que las placas lisas ó llanas, y

provee además canales cóncavos por donde el crudo fluye hacia la superficie

del agua.

Tratamiento intermedio: Esta etapa se basa principalniente en 12

aplicación de procesos químicos, mediante los cuales se di:;minuye aúr

más el contenido de contaminantes de las aguas. Este proceso se aplicz

posteriormente a algún tratamiefito primario. En aplicaciones industriales

fioculantes aniónicos, no iónicos o catiónicos pueclen mejorar

sustancialmente la remoción de sólidos en los clarificadores primarios. Los

coagulantes y los floculantes pueden ser usados para mejorar IE

sedimetabilidad de la mayoría de los clarificadores, con estc, se pueder

mitigar los problemas asociados con el alto contenido de sólidos y a l t ~

carga hidráulica.

Tratamientos secundarios: Generalmente ésta etapa del tratamiento

comprende la aplicación de procesos biológicos en los que se remueven

principalmente los compuestos orgánicos mediante el uso de la oxidación

bacteriana. Esta oxidación biológica se puede conseguir de varias maneras,

siendo entre otros los métodos más comunes, los de laguna de oxidación

natural y10 aireadas, sistemas de Iodos activados y filtros biológicos.

Generalmente se utiliza un sistema aeróbico, utilizando aire u oxigeno libre.

disminuyendo la demanda de oxigeno, contenido de aceite, y riejorando su

apariencia y olor.

Algunos de estos procesos conlleva a la formación de lodo!; de materia

orgánica que son removidos al final. Normalmente, lueco de estos

tratamientos las agua pueden enviarse directamente al cue:po de agua

receptor.

Tratamientos terciarios o especiales: En algunos casos es necesaric

remover de las aguas efluentes ciertas sustancias o conip~estos er

particular, ácidos o sales, para lo cual se aplican tratamientos especiales que

dependen del tipo de contaminante que se desee eliminar, eritre estos SE

tienen los proceso de desalinización, extracción de solventes, intercambio de,

iones, etc. Como tratamiento final en casos donde el agua es util zada para rc

- inyección en el yacimiento petrolífero, se requiere de filtros tale:; como filtros.

primarios, filtros de medio, desarenadores, filtro de cartucho, los cuales tratar

el agua haciéndola apropiada para su inyección.

2.7.4. Opciones para la disposición de aguas efluentes.

Después que las aguas de formación son separadas en los procesos de

deshiclratación, se tratar; adecuadamente según la disposición final establecida parz

ellas, entre las disposiciones que se les pueden dar a las aguas efluentes SE!

encuentran las siguientes:

Para inyección en el subsuelo: La disposición final de las aguas de

formación pude ser para inyección en el subsuelo, ya sea para -ecuperación

secundaria de petróleo en yacimientos productivos o en ya(:imientos no

productivos. Uno de los métodos de los que dispone la indus:ria petrolera

para la recuperación de petróleo, el mediante la inyección de agua al

yacimiento que ha perdido la capacidad de producción como consecuencia

de una reducción de la presión del yacimiento. La disposición del agua de

formación para fines de inyección debe ser acondicionada tomando en

consideración las características físicas del yacimiento receptor, así como

también la de ofrecer protección a los sistemas de inyecci(5n contra la

corrosión, formación de depósitos y crecimiento microbiológico.

Para confinamientos en yacimientos no productivos: Otras cle las formas

de disposición de las aguas de formación es inyectarla en reservorios nc

productivos para confinamiento en el subsuelo. De igual manera debe dársele

un tratamiento fisico - químico a fin de evitar obstrucciones y prevenir

problemas de corrosión y depósitos de escamas en el sistema de inyección.

Para generación de vapor: El vapor es inyectado como método de

recuperación ó estimulación en yacimientos petrolíferos con cnido pesados.

el agua de formación puede ser utilizada como fuente de generación de vapor.

luego de realizarle tratamiento físico - químico para la máxima remoción d~

sólidos y10 sales logrando que el vapor cumpla con las especificaciones

optimas para la inyección, evita; obstrucciones así como para prevenir

problemas de corrosión y depósitos en los equipos de la planta de generaciór

de vapor y líneas de inyección.

2.7.5. Factores determinantes para la aplicación de los picocesos de

tratarriiento de aguas efluentes.

Los factores determinantes para la aplicación de los procesos de tratamiento de

aguas efluentes son principalmente los siguientes:

Factores económicos: Los factores económicos consider:idos para la

pi~esta en marcha de un proyecto de tratamiento de agua efluentes están

irtimamente relacionados principalmente con el monto de la inversión referente

a la infraestructura requerida, y al ahorro impositivo como consecuencia de la

aplicación del decreto 1302 emanado por el ejecutivo nacional, que establece

[a exoneración fiscal del monto de la inversión realizada por la industria

petrolera en materia de protección ambiental.

Factores técnicos: Están relacionados con los aspectos técnicos del

p-oyecto y pueden ser considerados los siguientes:

- La disposición final que se les dará a las aguas.

- Si la aplicación del tratamiento corresponde a un proceso nue5io o similar c

uno ya existente.

- Si el tratamiento propuesto está en etapa experimental o se trata de un2

aplicación a gran escala.

- Si se trata de un tratamiento confiable duradero y seguro.

- Si el proceso presenta características de un alto nivel tecnológico.

Factores operacionales: Los aspectos considerados aquí estári

relacionados a la operación del proceso, tales como:

- Experiencia operacional en el proceso que permita un dominio confiable

en cada una de las etapas del mismo.

- Capacidad técnica y destreza operacional del proceso.

- Conocimiento de la capacidad de riesgos existentes en la operación del

proceso.

- Las facilidades operacionales existentes.

Factores de protección integral: Están relacionad~~s con el

desenvolvimiento del hombre y su ambiente de trabajo, en esto se deber)

considerar factores como:

- Operar los sistemas bajo las regulaciones gubernamentales de protección

ambiental establecidas y respecto a las normas de seguridad establecidas

en el área de trabajo.

- Los riesgos e impacto ambiental que pudiesen ocurrir durante vl proceso.

- El conocimiento de la normativa y procedimientos legales eri materia de

seguridad industrial y protección integral.

2.7.6. Tratamientos químicos clarificantes.

Los productos químicos utilizados en el tratamiento deshidratanie del crudo

tambien son empleados para la clarificación de agua, estos productos afectan la

tensióri interfacial entre el agua y el petróleo, y son denominados surfactantes; los

cuales de acuerdo a su naturaleza físico - química se pueden clasificar en dos

grandes grupos:

Según su carga: Son productos químicos de moléculas poli atómicas de altc

peso molecular que se caracterizan por poseer uno de los extremos comc

directriz de la misma, denominada "ANFIFILO" por lo que de acuerdo a la cargE

del mismo se denominan:

- Catiónico: Anfifilo cargado positivamente.

- Aniónico: Anfifilo cargado negativamente.

- No Iónico: Anfifilo neutro.

Según la solubilidad en agua o aceite: Debido a que las rnoléculas de

surfactantes poseen un extremo con afinidad al agua y el otro al aceite,

c'ependiendo del extremo dominante los productos químicos surfactantes SE!

clasifican en:

- Hidrolíticas: Son aquellos sutfactantes que poseen una afinidad

dominante de su extremo hacia el agua.

- Lipofilicos: Son aque!los surfactantes que poseen Lna afinidad

dominante hacia el aceite.

La selección de los productos químicos clarificante se realiza de la misrria forma que

los productos químicos deshidratantes. Generalmente se sigue l siguiente

procedimi mto:

Se realiza un programa de muestre0 de agua en el campo.

e Se proceden a realizar las pruebas de jarra o botella en el lat~oratorio con

una serie de productos químicos que han sido suministrados por las

empresas suplidoras luego de la formulación del producto basado en las

premisas para su elaboración. Dichas pruebas se realizan S mulando las

condiciones de campo y evaluando la eficiencia de los productos a

diferentes dosificaciones realizando finalmente la selección del oroducto.

Finalmente el producto seleccionado es evaluado en el campo ajustando ls

dosificación a niveles óptimos. De acuerdo a los resultado:

técnico - económicos obtenidos se define para ser utilzado en e

tratamiento.

2.7.8. Equipos y procesos utilizados en los tratamientos de aguas efluentes.

A c~ntinuación se describirán los equipos más comunes y procesos utilizados eri

los de clarificación de agua:

2.7.8.1. Separadores API.

Los separadores API son tanques rectangulares diseñados para la separacióri

del crudo disperso en las aguas de formación, normalmente son las primeras

unidades de tratamiento de las agua provenientes de los procesos de

destiidratación del crudo, consta básicamente de dos secciones, Iia sección de

entrada y los canales de separación, con un sistema de amortiguación de

turbi~lencia entre ambas secciones, a fin de evitar que el agua entre cori

turbi~lenvia a los canales de separación. La sección de entrada está formada por'

146

un canal de pre - separación, el cual debe ser diseñado para reducir la velocidad

del flujo horizontal a valores entre 10 a 20 piestmin, debe constar ad~más, con un

sistecna de retiro de contaminantes tales como hojas, residuos de madera u otos,

etc., y de barreras de retención y recolección de crudo libre.

L,s sección siguiente está conformada por los canales de separacien, los cuales

estári diseñados para la separación de gotas de crudo con diámetros igual o mayor

a 150 , para los cuales se determina la velocidad de ascenso por medio de la ley

de Stokes y, a partir de ésta, se determinan las dimensiones del separador a fin de

proveer la longitud y el área de flujo necesarios para que las gotas, de petróleo

asciefidan desde el fondo del separador hasta la superficie de donde serán

removidas. Los canales de separación deben constar de sistemas do distribución

de flujo, remoción de crudo y Iodos sedimentables, como los dssnatadores,

barreras de retención y los vertederos de afluentes o efluentes. La figura No 34

muestra un separador API.

A: PRE - SEPARADOR B: TANQUE O CANAL DE RETORNO C: ALCANTARILLA DE ENTRADA D: CANALES DE SEPARACION E: DESNATAGORES DE CRUDO H: RETORNO DE AGUA DESDE LA TANQUILLA DE CRUDO. 1: !;ALIDA DE AGUA

Figura No 34. Separador API.

2.7.Ei.2. Separadores de placas conugadas CPI.

E.stán orientados a mejorar cada vez más la calidad del agua a la salida de los

separadores, estas placas son instaladas con una inclinación de 45". La cresta br

los canales de las placas mejoran la separación del crudo al proveer mayor

superficie de coalescencia que las placas llanas y proveen adernas canales

cóncavos por donde el crudo fluye a la superficie del agua, aquí es removido y los

sólidos sedimeniados descienden a través de los canales hasta IEI cámara de

sedimentación situada en el fondo del separador. (ver figura No 36)

Salida ajustable a vertedero

Desnatador de petróleo Entrada ajustiible /

Capa de petróleo a vertedero

Fosade lodo

Figura No 35. separador de placas corwgadas.

2.7.8.3. Unidades de flotación de gas inducido o aeroflotación.

La unidad de flotación de gas inducido consta de un diseño (le recipiente

sometido a presión impidiendo emulsiofies de compuestos orgánicos volátiles as

como de otros gases nocivos y explosivos. Sus cicloturbinas de dispersión de gas.

rnejoni la eficiencia de extracción de petróleo y sólidos. Los despuniadores autc,

estables ajustan de manera constante las condiciones floculantes de flujo, y reduceri

significativamente el volumen total de despumados.

E.n estos sistemas de flotación, la separación de crudo emulsionaclo en el agua

es I~grada mediante la inyección de aire o gas er; pequeñas burbuja:. dentro de la

fase acuosa, mediante inyectores o inducido por medio de agitación mecánica, las

burbujas de aire o gas en su ascenso hacia la superficie del agua chocan con las

14E.

gotas de crudo, las cuales se adhieren a las gotas de crudo y son Ilev~das hasta la

supeificie del líquido, donde el mudo separado es retirado junto con la espuma que

se forma por medio de desnatadores. La figura No 36 ilustra una unidad de

flotac;ión de gas inducido.

ZONA DESCRIPCI~N ........

.. . . . . . . . . . . . . . . , A ESPACIO DEL VAPOR RECIRCULACION . . . .+

DE AGUA LIMPIA . T,!::.,.' B .

INDUCCION DE AIRE O G4S . . , . . . . .

FLOTACIÓN O ZONA DE MEZCLADO .... . . . ...L.... D ESPUMA

. . . . . ..... . . . . S ,' ' - . - . . . . ;.. . . . . . . . . . . . . . : . . . . . , . :..,_. - . : . . . . . . . . ...:...

E RECIRCULACI~N . . . . . . . . . .... . . . . . . . . . . . < C . : . ; .

: . . . . . , -,: . . F RECOBRO DE PETR~LEC~ . .,: . . . . . ., , ........ , .. . . . . . . . ...... . . . . . . . . . . . . . . . .., ......... ,..,.' ,.,, .,T. . . . . . SALIDA DE , ,.. . . . . . . . . . . . . AGUA : . . . . . . : ?- .. .... r. . . y.. ' : : ' . _, * .,. :.. : . . . . . . . . . : . . . . . . . . . . ..; ....... . . . . . . . .

. . . . . . . . . . . . . . . .;.. . . ... . . . . . . . . ". : . . ' . ".::;:, ; . ... .._'. ,. . _ <

'. . . . . . .

ENSAMBLAJE . . . . . . . . . . . , . IC .. , . . . . . . . '. . ' : . . AGUA DE i y@", . . . . . . . . . ... '. . . . . . . . :-: . . . . ' .

' . DEASPAS ... J.. . . . . . :. . . . . . : -- .. LIMPIADORA Y

l i FORMAClONj , , , . . . . . . . . . ,... . . . . . ...... ;.. . . . . . . . - . . , ..< : . ~ LIMPIA 1 : . . I . : .. . . . . . . . . ... . . . : .... . . -i . . . . . . . . . . . . :. ... .: . . . . . ..: . . . . . . . . . . . . . . . .?. : . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . : . . . . . . . . . , % . Y : ,: ............. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ... . . . : ............. ... . . . . . . : ? . . . . . . . .

z . . ? . . . . . : . . . . . - . ., . . , . ... . . . . '. .. , : . . , . . . . . . . . . . . ~ . . . . . . . . . . . . . . . . . .: . . . . . . .. .... . .

. . . . . . . . . . . .......:. . . --. . .

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. . . . . . . . . . . . . . . .

. , . . . . . . . .,.

. . . . . .

. . . . . . . . . . . . . . . . . .; . . . . BOMBA DE . .

. , . ,: ;- . . . . . . . . . . i. ' . . , . ., .. . . .. , . ., . '.. RECIRCULACI~N . . . . : ... . . . .

.. . ._ . . . . ' , ..... . . . . -. ..' :

. . . . . . . ... . . ... . . . . . . . . . . . . . . ! . . , - .

. . , . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

:< 1 . .

. . . . . . . .:: . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2 .;.' . . .... . . . . . . . . . A-. . . . . . . . ..- . . . . . . . . . . . . VALVULA~E ' , : : j :

.. . ENTRADA DE

INYECCION . - Al3UA DE

AJUSTABLE FO1:MACION - . ... ................ .., . . . . . . . . . . . . . .

: . . . REClRCULACl . . . COLCHON ' ON DE AGUA

LIMPIA

. . . . . . . . . . , .. . . . . . . , . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ...

. , . . : . ;. . . . . . . . .:.. * . . . I . . .: . . . . . . < , . . $ ;

> I . .. ; : , 2 . . : : . , . . . . . , .. i . > . > ;

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....... .< .................. ., . SALIDA DE ............. '.' . . . ................ ........ '\ % _. . . . < . . . . . r .- PETR~LEO . . . .

Figura No 36. Unidad de flotación de gas inducido.

En este método, altos porcentajes de remoción de crudo son alcanzados eri

corto tiempo, y estudios experimentales han conseguido remover kicilmente po-

éste sistema el crudo emulsionado aún en concentraciones diluidas.

Dos tipos diferentes de unidades de flotación han sido utilizadas en %te método

para el tratamiento de agua, las cuales se distinguen por el método em?leado er; la

producción de las pequeñas burbujas de gas. Estas son: unidades de gas disuelto y

unidades de gas disperso. De igual forma peden utilizarse como fluido gaseoso

para Ici generación de burbujas aire o gas. En caso de usarse gas Iia celda está

aislada al medio ambiente, manteniéndose entre el nivel de líquido y la tapa superior

de la celda una atmósfera de gas.

Las unidades de gas disuelto se diseñan considerando una fracción del agua

efluente a tratarse y se satura el agua m n gas o aire, en este tipo (le equipos a

presiones mas altas de inyección de gas, mas gas puede ser disuelto en el agua,

sin embargo, la mayoria de estas unidades son diseñadas para cperar a una

presión de 20 a 40 Lpca. Normalmente de 20 a 50% es recirculzda y puesta

nuevamente en contacto con el gas. El agua saturada con gas, es entonces

inyectada dentro de la cámara de flotación (ver figura No 37).

FSPUMA ACEITOSA

y--.---- ......................... ; ..., A W A

C A M r n D E i i CLA'IIFICADA DESAQUE C M R A DE mwEPS-%, F L O T A C ~ N i k.,,,.',,-

. .k.cL,

AGENTE DE FLOCULACION

(SI ES REOUERIW)

EFLUENTE .........

.. ?-,-.- --..........--... .............................. ............-. .&.--- . . . .': - ..................... > . . ............................. . . . ! : : . . , ' r . : : : ASPAS ,-* , < DESUATADORAS -. . , .

< . . .-,I 1 > ....... ! s'- \. ... . . . . , . . ' .d. . 4 . . . a . , . . . . ..... . . . . . .e .: -.... \ ._ . . . . . . ¿ .... . . . . . . . . _ . _ i . . ? - . ...:A---- . . . . . .... . . . . .... : ..... . . .. . . . ... : : : . + ,' ;. .' .. . . . .. ........ . : . . . . . .

F . . %'.

. . " i ; '-: . . . . . . . . . . . . . ,;.s. , -, .-. . . ; , . . . . . . . . , -. . . . .x j :

: : < . . . . . . ;' . .-.-, . .-........ .: . . . . . . .> : . . . . . . . . . . . . . " ..... * . . . . . . . . . . . . :. .. .<..r -: :. . . .. , ;,.:~,:;..:;:;:;. ..... ,.-..:

....... . . . . . . . . . . . . . . . . . . ', .O> ....... .... , <.., --.

.,..., I : .......... ....... .............. A F L U W E ...... ". \'--- DESCARGA DE

¿. i L O W

DESCARriA DE ESPUUA

Figura No 37. Sistema de flotación de gas disuelto. a) Proceso de flotación

b) Detalles de la cámara de flotación circular.

El gas disuelto se libera de la solución en burbujas de pequeños diámetros

cuando el flujo entra a la cámara, la cual opera a una presión cercana ala

atmosférica. Las unidades de gas disuelto han sido usadas exitosamente en

operix5ones de refinerías, donde pude usarse como fluido gaseoso tanto el aire

corno el gas y existen grandes áreas disponibles para su instalación.

Las parámetros de diseño se especifican según las recomendacicnes de cada

fabricante pero normalmente el rango varía tal como se indica en la tabla No 4.

............................................................................................................................................................................................................

; Agua a Flujo de agua tratada Tiempo de ; Profunclidad ; tratar i recirculada retensión (pie!;) ;

(sdhbl) (Gallmin-sq ft) (min)

Tabla No 4. Especificaciones de las unidades de flotación con gas disue to.

En las unidades de gas disperso, las burbujas de gas son dispersadas el flujc

total iisando generalmente un dispositivo de inducción. La mayoría de estas

unidades tienen tres o cuatro celdas. La masa o flujo de agua se desplaza en serie

de una celda a otra con flujo por debajo de bafles. Pruebas de campo han indicadc

que la alta intensidad de mezcla en las celdas crea el efecto de flujo tapón de unE

celda ia la siguiente.

2.7.8.4. Tanques desnatadores.

Es uno de los sistemas más sencillos utilizados para tratar las aguas efluentes

a fin de eliminarles el crudo presente en las mismas por simple separación por

grav3dad, son los separadores cilíndricos fabricados desde tanques estándares

que presentan la entrada de agua en la periferia o hacia el centro del tanque, cori

salidas para el agua ubicadas generalmente en las paredes del tanque, pero

alejadas de la entrada a fin de darle el mayor tiempo de residencia posible

alrecledor de 10 horas al agua dentro del tanque para que ocurra la separación del

cruda del agua.

No obstante, la eficiencia de remoción obtenida en estos tanques ha sido baja

debido a la formación de canales preferenciales de flujo entre la entrada y salida

del tanque por efectos de diferencia de temperatura en el agua, lo que origina a su

vez grandes zonas muertas o de bajo flujo dentro del tanque. Por ello, a fin de

evitar estos problemas y aumentar la eficiencia de remoción de crudo en el tanque,

los ruevos diseños de tanques de separación llevan instalados distribuidores y

paredes alternas, a fin de lograr que el agua permanezca el tiempo necesario

dentro del tanque que permita la separación del crudo del agua.

Ctros investigadores, han escrito sobre un tanque desnatador con ciertas

variantes pero que funciona similar a un separador API, con la diferencia de que

en vez de ser rectangular es cilíndrico.

El separador presenta primero un tubo exterior vertical, cuya funcitn es separar

el g ~ s que pudiera encontrarse en el agua que se va a tratar, la cua entra por la

parte superior del tubo. De allí es llevado por medio de una Iínea horizontal hasta

el centro del tanque, donde se une a otra Iínea vertical ambas 1ír;cas en forma

similar a pre - separador API.

Desde la Iínea del centro, el tanque presenta dos placas llamadas

distribuidores superior e inferior, cuya área aproximada es la mitad del área del

tanque y distanciada más de 60 Cm desde su borde a la pared dc?l tanque, es

espacio entre éstas dos placas o distribuidores corresponden al canal de flujc

donc'e en forma similar a los separadores API, ocurre la separación de crudo y

agug'.

El agua de formación por tratar, fluye desde la Iínea central h a c i ~ las paredes

del tanque a través de una serie de ranuras de entrada colocadas debajo de'

distribuidor superior, ubicadas de manera tal que el nivel superior dc? las mismas

este nivelado con el borde exterior del distribuidor superior. En la misma I íne~

centi7al, se encuentran las ranuras de salida del agua ubicada debajo de

distri buicior inferior.

De la Iínea central el agua es llevada hacia el exterior del tanque por medio de

una Iínea de descarga, que a su vez se encuentra conectada a un sifón ubicado al

lado del tanque, con la finalidad de controlar el nivel de agua dentro del tanque.

Las secciones de entrada y salida del agua en la Iínea central dentro clel tanque se

separan por medio de bridas ciegas. Dentro del tanque, tanto el crudo libre como

la ifitutfase crudo - agua deben mantenerse sobre el distribuidor super,ior.

Aquí además se encuentran instalados los desnatadores de c r ~ d o para su

recolección en forma continua, desde donde el crudo separado es enviado fuera

del tanque. Estos desnatadores deben diseñarse de manera tal clue permitan

variar su altura, dependiendo del nivel de crudo separado. Adicionalrrente, al lado

de le Iínea central vertical se encuentra una pequeña Iínea, cuya función es

permitir que el crudo libre que pudiera encontrarse debajo del distribiiidor inferior,

ascienda hasta los desnatadores.

L3s sólidos sedimentados son dirigidos hacia el fondo del tanque, donde son

extrzidos mediante un sistema de recolección de Iodos. Adiciorialmente, es

recoinendable mantener en el espacio superior del tanque entre el techo y el nivel

de líquido una atmósfera de gas a fin de mifiimizar la corrosión y el riesgo d~

explosión. La figura No 38-A y 38-B muestran un tanque desnatador.

A. Entrada de ag Aa B. Pre - Separador C. Ranuras de entrada. D. Ranuras de s~lida. E. Desnatador. F. Ventilación. G. Salida de gas.

Figura No 38-A. Tanque desnatador.

152

A. Entrada de agua. E. Separador inferior. B. Línea vertical central. F. Ranuras de salida. C. Ranuras de entrada. G. Abertura de venteo. D. Separador superior. H. Brida ciega.

Figura No 38-B. corte transversal de tanque desnatador.

2.7.fi.5. Clarificador circular.

Está constituido por tres cilindros concéntricos de diferentes alturías, el cilindrcl

extei-no es el más alto y sirve de muro de contención, el cilindro medio tiene una

franj,a de goma flexible, la cual empuja la película de crudo hacia el colector.

2.7.8.6. Hidrociclones.

Los hidrociclones desarenadores son equipos de forma cónica que utilizan la

fuerza centrífuga para separar mas pesadas contenidas en un Iícuido. En los

hídrociclones el fluido presurizado llega a un múltiple de entrada, el cdal distribuye

la ccirriente de flujo hacia ciclones individuales. El flujo que ingresa a través de uri

alimentador tangencia1 el cual dirige el fluido contra una pared de una seccióri

cilíndrica por encima de la sección en forma de cono truncado. El fluido y las

partíc;ulas sólidas se mueven en forma descendente y en espiral forzando a las

partículas pesadas a moverse descendentemente en dirección externa al

perírrietro del cono. Debido a ala fuerza de gravedad, estas partículas, se deslizan

en d,rección descendente pare ser descartadas del vértice del con13 y llevadas

fuera del flujo descendente. El agua se mueve en la dirección del vacío creado en

e! centro del cono y es desechada. La figura No 39 ilustra la operacibn de un

hidrociclón.

Angulo de inclinación

18-20"

alimentació Sección

cilindrica

1 Sección cónica

Flujo descendente

-PilimentaciÓn Vista Frontal

Alimentación

Flujo --E

Vista Lateral

Figura No 39. Operación de un hidrociclón

El tamaño de las partículas que son separadas en un hidrociclón depende de Is

caída de presión a través del cono. La caida de presión depende cle la tasa de

flujo. De esta forma existe una tasa de Rujo y una caida de presión que debe sei-

provista para cada cono de asentamiento y cierto tamaño de partícula. Con caídas

de presión comprendidas en un rango de 25 a 50 Lpca los hidrociclones peden sei-

usaclos para remover hasta el 99% de partículas con un tamaño que varía de 30 EI

100 micrones. La figura No 40 Muestra un hidrociclón internamente y SLJ

funcionamiento y la figura No 41 hidrociclones desarenadores usadcls en el patio

de tanques Lagunillas.

PRINCIPIO: Separacion de fases por diferencia dt densidad5 maximizada por fuerza centrífuga.

VENTAJAS:

Alta eficiencia. Separa gotas > 30 u

Compacto, desarrollado para "Ofí-Shore".

DESVENTAJAS:

*Alta caída de presión. Requiere bombeo.

*Bajo "Turn-Down".Dkerio para flujo constante.

*Erosión.

APLlCAClON

*Tratamiento de aguas efluentes 'deoiling".

*Bajos volumenes.

EXPERIENCIA Conoco, Murchison y Hunon Field Mar del Norte.

PROVEEDORES Kvaerner, Nalco-MPE, Krebs. Vortoil.

Figura No 40. Hidrociclón. Fuente: VORTOIL.

Figura No 41. Hidrociclones desarenadores. Patio de tanques Lagunillas. Fuente: PDVSA

2.7.8.7. Tubería de coalescencia.

Como se había discutido con anterioridad en este capitulo, la coalescencia se

refiere al fenómeno de unión de gotas pequeñas para formar gotas más grandes,

las males se separan de la fase externa por efectos de diferencia de cravedad.

Este fenómeno antes descrito solamente ocurre bajo cleterminadas

condiciones de mezclado. Una vez que se desestabiliza la emulsión, las gotas que

la forman deben chocar, de forma tal que se transformen en gotas m;iis grandes y

no e11 más pequeñas, lo cual ocurriría si el choque entre ellas es muy violento. Por

esta razón debe haber una cierta intensidad de mezclado, por un tiernpo definido.

para que se produzca este fenómeno.

El término intensidad de mezclado (E) puede definirse en función del trabajc

hect-o sobre la emulsión por unidad de masa y unidad de tiempo (erg/gr x seg), c

en función del trabajo hecho sobre la emulsión por unidad de volumeri y unidad de

tiempo (E) expresada en Lppdh, la cual puede ser convertido a (E) e2 erglgndse~

multiplicando por 19.16/P.

doncle:

E = Intensidad de mezclado expresada er; Lppc/h

P = caída de presión en la tubería en Lpc

T = El tiempo de residencia en la tubería en horas

Q = Caudal en Blsldia

D = Diámetro interno de la tubería en pulgadas

P La densidad de la emulsión g/mc3

f = FI factor de fricción.

E = = 1.972 . f . P . @ . 1 (Lppclh)

T D~ (Ec. 7)

Uiia tubería que cumpla con estas características de intensidad y tiempo de

mezclado para producir la coalescencia es lo que se denomina 'Tubería de

Coalt?scencia".

MElJS y POELGEEST han desarrollado un sistema llamad:, DlNAMlC

COA-ESCER, a fin de determinar en laboratorio las condiciones cle mezclado

óptirrias para el fenómeno de coalescencia. En el capitulo IV se expondrán los

cálc~los que permiten determinar la intensidad de mezclado en este equipo y en la

tubería.

2.7.8.8. Tratamiento biológico.

Ll3s procesos biológicos se han desarrollado para tratar la contaminación

orgáiiica carbonada, para tal fin se aplica a la reducción del nitrógeno en todas sus

formas y últimamente se están utilizando para reducir el fósforo.

Debido a que la biodegradación de los hidrocarburos es muy lenta (35 días en

lugar de 5 días para los hidratos de carbono), la mayoría se eliminar; 3or procesos

físico-químicos antes de entrar en un proceso biológico.

La contaminación carbonada está constituida principalmente por los fenoles.

que debido a su alta solubilidad, no se pueden ser eliminados p,3r vía físico-.

quírriica , sino que por el contrario son fácil y completamente degracados por vía

biolCgica.

E.n refinerías, el nitrógeno se presenta, en la mayor parte de los casos, eri

forma de amonio o amoníaco. Este elemento se descompone y sustituye el

nitrógeno gaseoso en la atmósfera (proceso biológico de nitrificaci6n.-

desriitrificación).

Adicionalmente los sulfuros, como los hidrocarburos, son miiy lentos eri

oxidxse biol6gicamente en tiosulfatos y sulfatos.

Eri resumen, el objetivo del tratamiento biológico es la reduccióri a un nivel

aceptable de los fenoles, y por lo tanto de la demanda bioquímica de oxigeno

(DBO) y la demanda química de oxigeno (DQO), así como del nitróger;~. Al mismo

tiempo se logra una reducción de los hidrocarburos y compuestos azufi-ados.

Tratamiento de la polución carbonada.

Es un proceso aeróbico, en donde las bacterias (aeróbicas.) utilizan el

oxígeno disuelto en el agua para oxidar la materia orgánica, transformándola

eti materia asimilable que permite el desarrollo de estas bacterias. El fenómeno

sc? acompaña con producción de C02.

Básicamente se consume oxígeno y se produce material celular que se

presenta en forma de materia suspendida. Se necesitan tambi6n pequeñas

cantidades de nitrógeno y fósforo para la asimilación bacteriana.

Generalmente, el fósforo se encuentra en bajas concentraciones en los

e'luentes, por lo que debe ser agregado como nutriente.

La eficiencia de la depuración depende de la "carga másica" del sistema. La

carga másica es la relación er;tre la masa de polución introducida en un día y IE

masa bacteriana presente. Mientras más baja es la carga másica: más alto es

ei rendimiento.

En este caso, la producción de Iodos biológicos a partir de una mism~.

polución disminuye, porque las bacterias deben consumir sus propias reservas

para mantenerse con vida. La práctica ha demostrado que nunca se puede

llegar a la producción cero de Iodos, llamada oxidación total.

Los Iodos producidos por los sistemas de muy baja carga se encuentran eri

fiase de auto oxidación o respiración endógena y se denominan "estables"

F ueden ser espesados y deshidratados directamente.

Al contrario, los Iodos más jóvenes, procedentes de sistemas con carga

miis alta, deben ser estabilizados, es decir, se debe eliminar SL exceso de

materia orgánica por fermentación anaeróbica con producción de metano

(digestión), o por medio aeróbico con aporte de oxígeno.

Lechos bacterianos.

En este proceso las bacterias son fijadas sobre un material soporte de gran

siiperficie específica, de nanera de incrementar la masa bacteriam por unidad

de volumen. Este soporte se recubre de una película biológica de espesor

variable. Se efectúa una aireacijn, gefieralmente por tiro natural y a veces por

ventilación forzada. En la Figura No 42 se aprecia un esqueria de lecho

bí~teriano de una etapa con recirculacion.

Lecho bacteriano

Agua a 1

Figura No 42. Lecho bactenano de una etapa de recirculación

ll Decantador secundario AA--.

tratada

L

I

1 Extracción de Iodos F L - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - b

Las sustancias contaminantes del agua y el oxígeno del aire s'3 difunden a

través de la película biológica hasta las bacterias asimiladora;;, al mismo

tiempo que se eliminan en los fluidos líquidos y gaseosos los subpi-oductos y el

gas carbónico.

El criterio normal de cálculo es la carga volumétrica, es decir, la carga diaria

de DBO por m3 de leclio bacteriano. Aquí también la eficiencia sc? incrementa

ciiando disminuye la carga volumétrica.

Para una DBO dada del efluente por tratar, la carga hidráulica (velocidad del

agua en el sistema) es proporcional a la carga voliimétrica. Mientras más alta

sea la DBO (expresada en mg/L) más baja será la carga hidráulica. Con cargas

h dráulicas altas, el desarrollo de la película biológica es limitado por el arrastre.

Se produce la autolimpieza del material con fina película activa, lo cual permite

cambios rápidos.

Al contrario, con carga hidráulica baja, el riesgo de atascamieiito aumenta,

este riesgo depende también de la naturaleza del material soporte.

Existen dos tipos de materiales:

- Materiales tradicionales como lava volcánica, coque metalúrgico o piedras

silíceas trituradas. Su proporción del vacío es pequeña ) no pueder

soportar cargas elevadas. Ya no se usan en las refinerías, debido a sus

problemas frecuentes de atascamiento.

- Materiales plásticos, generalmente de tipo ordenado autopcrrtantes. Sori

pocos sensibles al atascamiento y pueden trabajar con cargas

volümétricas elevados, entre 1 y 5 Kg de DBO por día por m ce material.

Debido al costo del relleno se utilizan a fuerte carga con una eficiencia de

30 a 70% (según la altura).

Su interés es su menor sensibilidad a variaciones bruscas de carga y su

economía de energía (tiro natural).

Los Iodos producidos, arrastrados por el agua, son separados en un

decantador a la salida del sistema.

Se mantiene una carga hidráulica suficiente por recirculación del agua en el

lecho.

Lodos activados.

En este proceso no hay soporte para las bacterias que se encuentran en

fcirma de Iodos en suspensión en el agua.

La planta consta de un tanque de aireación con aporte de ox:geno, de un

d~an tador para la separación de los Iodos y de una recirculación de estos

[cidos a la entrada del tanque de aireación.

La concentración de Iodos en el tanque de aireación puede ajustarse con la

tasa de recirculación, con un límite superior que depende de la concentraciór

en sóiidos del lodo decantado.

El aporte de oxígeno, generalmente a partir del aire atmosférico, se hace de

dos maneras:

- Insuflación en el fondo del tanque mediante dispositivos dispersantes cori

formación de burbujas media o finas.

- Aireación con turbinas de superficie.

En ambos casos, la oxigenación debe asegurar un movimierito suficiente

del agua para evitar la sedimentación de los Iodos y asegurar SIJ distribucióri

homogénea.

1621

En los sistemas de alta o media carga másica, las necc?sidades de

oxigenación aseguran una agitacijn suficiente. En los sistemas de baja carga o

aireación prolongada es al contrario y las necesidades de agitaci'jn provocan

u11 aporte excesivo de oxígeno. Una operación discontinua de la oxigenación

permite soluciofiar este problema.

Mientras más baja sea la carga másica, más alta será la eficiencia de

depuración. Con sistemas de baja carga o aireación extendida, se logran

eliciencias mayores que 95% y el lodo producido es estable.

Exigen grandes volúmenes de aireación, más costosos, pero aguantan más

variaciones de carga polutante o hidráulica y son de operación más sencilla y

segura. En la figura No 43 se puede apreciar esquemáticamente el tratamiento

por Iodos activados.

Oxidación biológica 1

Agua a .pzbq I t tratar

I 0

Figura No 43. Tratamiento por Iodos activados.

Decantador Agua tratadar

Extracción

L

I 1 t I a I------------------------- i-i - - - - j

Recirculación - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Lagunas de oxidación.

Es un caso particular de los Iodos activados en el sentido de que las

bacterias están en suspensión en el agua. Aquí no hay decantador ni

recirculación de Iodos y la concentración de masa bacteriana es rriuy débil. Se

logra una masa Sacteriana total suficiente incrementando mucho e volumen de

agua. Es un proceso extensivo.

Existen las lagunas naturales en las cuales se asegura la oxigenación por

lc's algas verdes y10 por aireación (con turbinas o insuflación de aire). Su

ventaja es de ser particularmente simple de operar. Pero tienen muchos

ir convenientes debido a lo siguiente:

- Requieren mucha superficie.

- Riesgo de contaminación de la nata si no hay estanqueidad. La

estanqueidad incrementa el costo.

- Se llenan poco a poco de Iodos (con fermentación anaeróbica).

- Llevan problemas de olores y de proliferación de insectos (lagunas'

naturales).

- Las materias suspendidas en el agua tratada no pueden ser bier

controladas y sobrepasan a menudo la Ley.

- Aunque permitan la nitrificación, no se puede controlar la acidificación

resultante, lo que descarta el proceso cuando hay nitrógenc en cantidad

notable.

- Desnitrifican muy poco y de manera incontrolada.

Se trata de filtros con un material granular poroso (Biolite) que sirve de

soporte a las bacterias. Aseguran un cierto grado de depuracion biológica,

además de su efecto filtrante clásico.

La oxidación es aeróbica y se puede incrementar su eficiencia por inyección

de aire en el agua por filtrar, para acercarse a la saturación en oxígeno

disuelto.

Los filtros de presión permiten una mayor disolución de oxC)eno. Como

tcdos los filtros de material granular, necesitan lavados periódicos a

contracorriente. Su capacidad de depuración es limitada (30 PPM de DBO a 5

b ~ ) y se utilizan para aguas muy poco cargadas.

En refinerías, los efluentes no tienen, frecuentemente, una Di20 elevada y

[E, producción de Iodos biológicos es baja. Ocurre que la cantidad de materia

suspendida en el agua decantada sobrepasa la producción, lo que provoca la

d~sconcefit~ación del sistema. En este caso, la utilización de filtros con reciclaje

d r las aguas de lavado permite obviar este problema y, al mismo tiempo,

rc?ducir el tamaño del decantador.

Para la selección del proceso biológico debe cons;iderarse lo siguiente:

- Cuando el efluente es poco cargado, es decir: DBO menclr que 80-9C

mglL, fenoles menores que 5 mgll y nitrógeno menor que 12 mgIL, SE

puede utilizar directamente la filtración biológica (con el problema del

tratamiento de las aguas de lavado).

- Si la DBO esta entre 80 y 200 mg/L y los fluoruros menores que 30 mg/L.

con nitrógeno menor que 15 a 20 mgIL, la pareja lecho bacteriano - filtrcl

biológico conviene.

Si el exceso de nitrógeno en relación con la Ley puede ser e iminado por

asimilación (resultante de la oxidación de la DBO) se puede pensar en lagunas

aireadas, con el riesgo de una concentración excesiva de sólidos suspendidos

eri el agua tratada.

Con efluentes más cargados en DBO, fenoles y10 nitrógeiio se debe

emplear el proceso de Iodos activados, a pesar de su operación más compleja

y de su tiempo más largo de re - arranque después de un incidente

De manera general, los procesos biológicos no aceptan fácilmente las

v~ariaciones bruscas de carga, por lo que se debe prever uri tanque de

homogeneización de los efluentes con un mínimo de 6 horas de reíención, para

ainortiguar las inevitables variaciones de composición de los efluentes.

2.7.8.9. Desaireación.

El método más común de prevenir la tendencia corrosiva del agua es a través

de Iza remoción de los gases disueltos. El oxígeno es el más problemático y

siempre deberá ser removido si existen cantidades significativas. Dependiendo del

estado del sistema, el sulfuro de hidrógeno y el dióxido de carbano tambier

tendi-án que ser removidos.

Existen tres técnicas principales disponibles para remover el oxígeno disuelto:

descasificación y desaireación por vacío, los cuales pueden alcanzi3r niveles de

oxígeno menores de 0,1 glm ; y depuración química de cantidades rc2siduales. La

remcición por vapor se usa ampliamente para desairear las aguas (le suministrci

para calderas; pero, en general, la técnica no es apropiada pai-a usarla eri

proyvctos de inyección de agua.

Cuando se trata una fuente de agua que está esencialmente libre! de oxígeno.

nornialmente sólo se necesita utilizar productos químicos para remover las últimas

trazas de oxígeno, así como cualquier remanente de las mismas que pueda entral-

16€i

al sistema como consecuencia de ello. El la figura No 44 se muestran equipos de

desaireación.

Entrada de flujo

:alida de aire

Clismbuidor

entrada fresca

Orificio Controlador Vente0 *interno del

de nivel 4 , ' condensador

Entrad de agu

calentamiento

- - - - . - - - - -

Almacenamienta de A la bomba de agua desaireada alimentación

de la caldera

Segunda zona de desaireacion y separador de impurezas

Entrada Entrada Dispositivo de de agua de flujo

I I

Controlador

I de nivel de condensación agua

Desalreación primaria

Nivel de agua variable

desaireada

Figura No 44. Equipos de desaireación.

Los principios de desaireación por medio de desgasificación y desaireación PO.-

vacío son iguales y se exponen a continuación. Normalmente los cesaireadore:;

son diseñados por el mismo proveedor. Aquí se suministra suficiente informacióri

que sirve de base para desarrollar un diseño preliminar y para verificar los

métodos de diseño de un fabricante en particular. (Ver Tabla No 5).

La selección del método de desgasificación o de desaireacióri por vacío,

depeide de un número de factores, tales como:

- Disponibilidad y costo del gas dulce.

- Alternativas para desecho del gas.

- Disponibilidad de la energía para las bombas de vacío.

- Impacto en la clasificación del área de la planta si se usa gas.

Las cantidades residuales de oxígeno disuelto en el agua, presentes después

de la desaireación mecánica de 0,l PPM son relativamente altas y representan un

problema de corrosión para los sistemas de inyección de agua, razón por la cual

debe ser removido mediante la adición de productos químicos como: sulfitos de

sodio, bisulfitos de sodio y bisulfitos de amonio.

....................................................................................................................................................................................

Tabla No 5 Desgasificación i Desaireacióri por vacío :

; Suministro de gas confiable y i tratamiento de ; i desgasificación.

Típico 0.5 - 1.5 m3 (st)/ m3 de . i agua. : Energía para las bombas d e '

; vacío. Requerimiento esencial i El gas debe estar libre de O2 y ;

: H2S. : Típico 60 Kw/100C m3/h de agua.

El contenido de C02 es : : limitado y depende del pH del i agua.

Facilidades para el desecho seguro del gas.

.....,...,,.... .................................................................... ..................................................................... ............................ . .... ..-....-. ...-...- ............ . ......... ....

Tabla No 5 Desgasificación Desaireación por vacío i

Ciasificación del área. Peligrosa. : No peligrosa

Oxigeno residual. : 0.1 g/ m3 0.1 g/ m3

Corto Capex3-71

Opex

Torre de remoción.

: Tamaño

r Altura

Valores

Típitas

I Corte de I

la sección

Los desgasificadores son

relativamente fáciles de

operar. El sistema es flexible y

confiable.

El sistema es ~n poco más

complicado que la ; desgasificación, pcr lo tanto más ; susceptible de problemas i

operacionales.

El diseño ciiidadoso es : imperativo.

; Es mas costoso que el método de

Bajo si se utiliza gas libre. desgasificación.

1.9 m2 por 1000 m3/h de

agua.

Se requiere de un espacio

mas pequeño para la

desaireación por vacío.

Se requiere de un espacio mas i

grande por la bom~as de vacío. ;

Tabla No 5. Comparación de los métodos mecánicos para desaireación.

2.7.8.9. Filtros de lecho profundo o filtros de arena.

Frecuentemente a causa de una descarga muy exigente o norma:; de calidad

del agua de reinyección, aún con tratamiento de flotación, no puede lograrse la

adecuada calidad del agua. En tales instancias la práctica es utilizar la filtración

comc un proceso terciario o final de depuración.

Como las celdas de flotación, los filtros se obtienen en muchos y diferentes

UisePos y configuraciones básicas. Indudablemente el tipo más cornún de filtro

que !;e encuentra en el campo petrolero es el de lecho granular o filtro de lecho

profundo. En estos filtros, varios pies de lecho granular están contenidos en un

recipente, formando una capa. Este recipiente está ajustado también con

estructuras de soporte para suspender el lecho con mecanismos de distribución de

flujo y colectores para el agua tratada. Además contiene mecanismos que

permiten el retrolavado del lecho para remover el material filtrado del agua. La

figuni No 45 muestra un filtro de lecho profundo.

BITRADA DE AGUA

SALIDA DEL RETROLAVADO

SALIDA DE AGUA LIMPIA u ----- ,

ENTRADA A RETROLAVADO

Figura No 45. Filtro de lecho profundo o filtro de arena

Eri condiciones de operación el agua se pasa a través del medio filtrante, bien

en cc-corriente o en contra corriente, dependiendo del diseño del filt-o. Como el

agua pasa a través de los canales entre los granos del medio .'iltrante, las

partículas contaminantes presentes en ella pueden ser físicamente atrapadas

dentro del lecho, o interactuar electrostáticamente con las partícula:; del medio

filtrante y ser absorbidas en su superficie. En cualquier caso, son removidas del

agua. Este mecanismo está considerado como el medio predominantí? por el cual

muchos filtros de lecho granular garantizan la clarificación.

Di~rante el proceso de filtrado hay un tercer modo por el cual las piirtícula~ y el

aceite pueden ser removidos esto es a través del colado físico de la materia

contzminante en la superficie del medio filtrante. Aunque esta forma de acción

puedl3 ser efectiva remoción de la materia indeseable del agua, reduce el

funcionamiento del filtro. Para la clarificación propiamente, la!; partículas

conts~minantes deben penetrar el lecho filtrante de modo que se utilice la completa

capacidad del lecho para la remoción del contaminante. El colado del material en

la s~iperficie deriva en el uso de solo algunas pulgadas del tope del lecho,

ocasionando un rápido taponamiento, aumento de presión y requt?rimiento de

frecuentes retrolavados.

Hasta en los modos de operación que se requieren, como es de esperarse, la

cantidad de contaminantes retenidos en el lecho se incrementa, 3si como la

difertmcia de presión necesaria para mover el agua a través del lecho. Cuando

esta diferencia se hace muy grande, se originan canales del medio filtrante que

conducen el agua a través del filtro sin tratarla. Este fenómeno se denomina

canalización del lecho.

Para prevenir que esto ocurra, se retrolavan los filtros periódicamente, bien

después de un período especificado de operación o cuando se ericuentra una

presión diferencial predeterminada.

El retrolavado se realiza bombeando ascendentemente agua limpia a través del

lecho, a una razón lo suficientemente alta como para expandir el lecho y conducir-

171

las pzirtículas contaminantes atrapadas para que sean disgregadas. Para ayudar a

remover los contaminantes del lecho, frecuentemente se inyecta aire y solución

detergente con el agua del retrolavado para producir una acción limpiadora.

Después de la operación de retrolavado el medio filtrante se deja asentar y el

filtro puede ser puesto de nuevo en operación. Como medio filtrante en este tipo

de filtro se usan muchos tipos de materiales. El más común es arena, aunque la

antrasita también se ha usado frecuentemente. Ciertos filtros se Pan operado

algura vez con pacana triturada o corteza de nogal como medio filtrante.

Ulia proporción sustancial de los filtros de lecho profundo, corrieiitemente en

sper:ición, utilizan no un medio sencillo, sino varios tipos diferentes d3 medios en

capa:j de tamaño progresivamente menores. Tales filtros se conocen como de

lechc, mixto o de lecho múltiple.

tos medios más comunes usados en estos filtros son una corribinación de

arena, antracita y granate, debido a que estos materiales difieren

signifcativamente en sus gravedades específicas. El granate tierie la mayor

gravedad específica y forma la capa del fondo; la arena, una gravedad específica

intermedia y se coloca normalmente en una capa entre el granate y la antracita;

esta última tiene la menor gravedad especifica, por lo que forma la ccpa tope. Por

otra parte, el granate utilizado es el material con tamaño más pequeño de

partícula, mientras la de la antracita es la más grande.

Así, cuando se retrolava el filtro, el material de mayor gravedzd específica

tiende a asentarse primero, ubicando a las partículas más pequeñas, en el fondo

del lecho, el inmediatamente mayor sobre éste, y así sucesivamente,

restz bleciendo las características del diseño original. A causa de su naturaleza, los

filtro!; son capaces de producir aguas de gran calidad. Son también rriuy sensibles

a la naturaleza y concentración de los contaminantes en la corriente de

alimtantación.

Eri particular, el crudo tiene un efecto muy dañino sobre el funcioriamiento del

filtro 11 muchos fabricantes recomiendan que los niveles máximos sean mantenidos

por debajo entre 10 y 25 partes por millón. Además, los filtros son rt?lativamente

ineficientes en la remoción del crudo.

Para que la materia contaminante sea removida en este tipo de f i l t r~, ésta debe

en algún modo interactuar con el medio. Químicos tales como los polielectrolitos

catióriicos ayudan a promover esa interacción.

Los materiales que se usan con este fin son referidos comúnmente como

ayudantes de filtración de filtro y normalmente cumplen su función eri dos modos

de .acción: primero actúan, indudablemente, por mecanismos descritos

anteriormente, desestabilizando las partículas presentes; y segundo, también

estat)lecen o incrementan las cargas catiónicas sobre las superficie de las

partículas, lo cual permite que ellas interactúen electrostáticamente con el medio

graniilar, que tiende a estar cargado negativamente.

Debe también tenerse presente que la función de los ayudantes de filtración no

es la de formar un floculo. La formación de flocules da como resultado la

generación de partículas muy grandes para penetrar el lect-o y, como

consrcuencia el floculo es colado del agua en la superficie del medio, inutilizando

el resto del lecho.

Además, para mejorar la remoción de constituyentes indeseables del agua, los

ayudantes de filtración también tienen como función adicional la de pí?rmitir el fácil

desprendimiento de la materia contaminante del lecho, para así mejorar la

eficictncia del retrolavado. Otros químicos, como los detergentes eiijuagantes y

biocidas, se usan también en conjunto con la filtración; ambos químicos se aplicar

en IE etapa de retrolavado.

tos detergentes sirven para ayudar a la remoción de los contaminantes del

lecho y a restituir las superficies de las partículas del medio a sus cancterísticas

originales. Los biocidas se usan para ayudar a controlar la proliferación de micro

organismos, lo cual fácilmente podría ocurrir en los filtros.

Filti-os de tierra diatomácea.

Lcis filtros de tierra diatomácea son unidades filtrantes usadas en algunos

sistemas de clarificación. La tierra diatomácea es una sílica extremadamente pura,

formada por fósiles de plantas marinas unicelulares. Esta se mezcla con agua y se

coloca dentro del filtro, donde se deposita sobre un tamiz de soporte o lienzo. Este

techo poroso de Tierra diatomácea actúa como medio de filtrado.

Dl~rante la operación, se adiciona continuamente algo de tierra diatomácea al

agua para, mantener la porosidad de la torta del filtro. El filtro se opei-a hasta que

la ca3da de presión a' través del filtro alcance un nivel preestablecido. Entonces se

retrolava, y tanto el medio filtrante como el material filtrado se desechan. Un filtro

de tierra diatomácea se muestra en la figura No 46.

AUTO JET I

E 5- i F AL mMK1íT i ---. x3.. iCWGN090>,,36.

-2

Figura No 46. Filtro de tierra diatomácea.

Filtr'os de cartucho

OIro tipo de mecanismo ocasionalmente puesto en uso son Icbs filtros de

cartucho. Estos filtros generalmente utilizan cilindros construidos de material

poroso tal como papel, metal perforado o sintetizado o piedra; o estcin formados

por fil~ras tejidas de materiales sintéticos tales como polipropileno, vidrio o celulosa

como medio filtrante. La figura No 47 ilustra un equipo de filtro de cartuc:ho.

8 1 la operación normal, los cartuchos se montan dentro de un rzcipiente de

baja presión, y a través de ellos se procesa el agua para ser filtrada. E:n su paso a

travémj del medio por o del cartucho, los sólidos son removidos por colado

supeificial de las partículas y en algunas instancias, dependiendo de la

consírucción del cartucho, por mecanismos de filtración profunda.

."MANOJO DE TUBOS" SOPORTEDEL CARTUCHO

DAVIT DE LEVANTAMIENTO (ALTURA TOTAL 3.68 mts)

CARCAZA DE LOS CARTUCHOS (ALTURA TOTAL 2.26 rnts)

Figura No 47. Equipo de fiitro de cartucho.

Los filtros de este tipo, a causa de su construcción y tamaño, nornialmente se

usan sólo donde el pre - tratamiento ha producido aguas de gran calidad y los

volúrrienes que se vienen procesando son bajos. De aquí que su uso esté

generalmente limitado a situaciones especiales tales como aquella:; donde los

requerimientos de calidad del agua son especialmente exigentes o donde es

necesario un seguro entre la última etapa de tratamiento y el pozo de iriyección.

2.7.9. I\lormas y especificaciones para la disposición de aguas aflue,ntes.

Las riormas y especificaciones para la disposición final de las aguas afluentes

están establecidas por el Ministerio de Ambiente en concordancia con la Ley Orgánica

de Clarifi~ación de Aguas.

En el anexo No 8 se presenta la Ley Orgánica del Ambiente, y el anexo No 9 el

reglamento de clasificación de las aguas y medidas de control de poluciói de cuenca

dvl lago de Maracaibo.