final Franz Mulky 084671912 -...

II

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

CARRERA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS

Tema: “ESTUDIO DE DETERMINACIÓN DE LAS CONDICIONES DE

OPERACIÓN DE UN DESHIDRATADOR ELECTROSTATICO EN EL

CENTRO DE FACILIDADES DE PRODUCCIÓN PETROLERA DE LA

ESTACIÓN LAGO AGRIO No 1, 2009”

Tesis previa la obtención del Título de Tecnólogo en Petróleos

Autor: Franz Mulky G.

Director: Ing. Fausto Ramos

Quito – Ecuador 2010

III

DECLARACIÓN

“De la realización del presente trabajo se responsabiliza única y estrictamente el

autor.

Franz Mulky G.

IV

CERTIFICACIÓN DEL DIRECTOR

Certifico que bajo mi dirección el presente trabajo fue realizado en su totalidad por

FRANZ MULKY G.

Ing. Fausto Ramos

DIRECTOR DE TESIS

VI

DEDICATORIA

Dedico esta tesis:

A Dios por ser el pilar fundamental en mi vida, por ser mi compañía todos los días y

por saber guiarme por el camino correcto para poder cumplir todos mis objetivos y

anhelos.

Sobre todo dedico esta tesis a mi madre, que con comprensión, sabiduría, esfuerzo y

mucho amor me han sabido guiar durante toda mi vida, gracias a ellos he podido lograr

las metas que me he propuesto y me han permitido convertirme en una persona de bien.

A mis queridas hermanas por ser un gran apoyo y saberme escuchar.

Franz Mulky G.

VII

AGRADECIMIENTOS

Primero que todo quiero agradecer a Dios, por permitirme estar con vida y por

ayudarme a seguir el camino correcto para llegar a mis metas.

Agradezco a mi familia porque me han brindado el apoyo necesario para convertirme

en un profesional, gracias por sus consejos y sobre todo por su paciencia.

A la UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL ya que mediante ella pude

adquirir los conocimientos necesarios para ser una profesional, al Ing. Fausto Ramos

porque con paciencia y dedicación me supo guiar durante la realización de este

proyecto y gracias a él he podido culminarlo con éxito.

A mis profesores, amigos y a todas las personas que hicieron posible que yo pudiera

cumplir este sueño.

Franz Mulky G.

VIII

RESUMEN

El presente trabajo investigativo tiene por objeto principal detallar el proceso de

deshidratación electrostática del crudo explicando desde cómo se forman las

emulsiones, pasando por los tipos de separación que se utilizan en el campo, hasta los

métodos de deshidratación que existen. Para este fin hemos divido el mismo en V

capítulos en los cuales se darán a conocer los siguientes aspectos:

En el primer CAPÍTULO (I) se definen los objetivos, justificación del tema y los

métodos con los cuales se llevó a cabo esta tesis.

En el segundo CAPÍTULO (II) se detalla todo lo relacionado con la formación de

emulsiones, agentes emulsionantes, propiedades que intervienen en la estabilidad de la

emulsión, mecanismo de ruptura de la emulsión agua en petróleo.

En el tercer CAPÍTULO (III) se realiza un estudio completo de los métodos de

tratamiento de los crudos como son el tratamiento químico, el tratamiento térmico y el

tratamiento mecánico.

En el cuarto CAPÍTULO (IV) se realiza el estudio del tratamiento electrostático, sus

partes, el funcionamiento del proceso y el cálculo respectivo.

Finalmente en el quinto CAPÍTULO (V) se enumeran algunas conclusiones y

recomendaciones realizadas con referencia al trabajo realizado.

IX

SUMMARY

The present investigative work intends main to detail the electrostatic dehydration

process starting with the formation of emulsions, going through the ways of separation

that we use in the field until the dehydration methods that exist. For this aim we have

divided this work in V chapters in which they will occur to Know the following aspects:

In the first CHAPTER (I) the objectives are defined, justification of the subject and the

methods with which I take I finish this thesis.

In the second CHAPTER (II) al related about the emulsions formation, emulsifier

agents, properties of the emulsions stabilities, water in oil emulsions rupture

mechanism.

In the third CHAPTER (III) a complete study of methods of oil treatments likes

chemical treatment, thermal treatments and mechanic treatment.

In the fourth CHAPTER (IV) study of electrostatic dehydration, their parts, their

function process and calculation.

Finally in the fifth CHAPTER (V) some conclusions and recommendations made in

reference of this work.

X

ÍNDICE GENERAL

DECLARACIÓN ............................................................................................................ III

CERTIFICACIÓN DEL DIRECTOR ............................................................................ IV

CARTA DE LA EMPRESA ............................................................................................ V

DEDICATORIA ............................................................................................................. VI

AGRADECIMIENTOS ................................................................................................ VII

RESUMEN ................................................................................................................... VIII

SUMMARY .................................................................................................................... IX

ÍNDICE GENERAL ........................................................................................................ X

ÍNDICE DE CONTENIDO ............................................................................................ XI

ÍNDICE DE GRÁFICAS .............................................................................................. XV

ÍNDICE DE TABLAS .............................................................................................. XVIII

ÍNDICE DE ECUACIONES .................................................................................... XVIII

ÍNDICE DE ANEXOS ................................................................................................. XIX

XI

ÍNDICE DE CONTENIDO

CAPÍTULO I ..................................................................................................................... 1

1. INTRODUCCIÓN ........................................................................................................ 1

1.1 Objetivo general ...................................................................................................... 2

1.2 Objetivos específicos .............................................................................................. 2

1.3 Justificación............................................................................................................. 3

1.4 Hipótesis .................................................................................................................. 3

1.5 Marco de referencia................................................................................................. 4

1.5.1 Marco teórico ................................................................................................... 4

1.6 Variables ................................................................................................................. 5

1.7 Metodología ............................................................................................................ 6

CAPÍTULO II ................................................................................................................... 7

2. GENERALIDADES ..................................................................................................... 7

2.1 Formación de emulsiones ........................................................................................ 7

2.2 Agentes emulsionantes .......................................................................................... 10

2.2.1 Propiedades que intervienen en la estabilidad de la emulsión ....................... 12

2.2.1.1Tensión interfacial. ................................................................................... 12

2.2.1.2 Viscosidad de la fase externa. ................................................................. 13

2.2.1.3 Tamaño de la gota. .................................................................................. 13

2.2.1.4 Relación de volumen de fases. ................................................................ 13

2.2.1.5 Temperatura. ........................................................................................... 13

2.2.1.6 pH. ........................................................................................................... 14

2.2.1.7 Envejecimiento de la interfase. ............................................................... 14

XII

2.2.1.8 Salinidad de la salmuera.......................................................................... 14

2.2.1.9 Tipo de aceite. ......................................................................................... 15

2.2.1.10 Diferencia de densidad. ......................................................................... 15

2.2.1.11Presencia de cationes.............................................................................. 15

2.2.1.13 Propiedades reológicas interfaciales. .................................................... 15

2.3 Módulo dilatacional interfacial ............................................................................. 17

2.4 Prevención de la formación de la emulsión agua en petróleo ............................... 19

2.5 Mecanismo de ruptura de la emulsión agua en petróleo ....................................... 21

2.5.1 Etapa 1. Acercamiento macroscópico de las gotas ........................................ 21

2.5.2 Etapa 2. Drenaje de la película ....................................................................... 23

2.5.3 Etapa 3. Coalescencia..................................................................................... 27

CAPÍTULO III ................................................................................................................ 29

3. MÉTODOS DE TRATAMIENTO PARA LA DESHIDRATACIÓN ....................... 29

3.1 Tratamiento químico ............................................................................................. 29

3.1.2 Producto químicos .......................................................................................... 32

3.1.2.1 Clasificación ............................................................................................ 32

3.1.2.1.1 Según la carga .................................................................................. 32

3.1.2.1.2 Según la solubilidad en agua o aceite .............................................. 33

3.1.3 Aspectos prácticos y tecnológicos ................................................................. 34

3.1.3.1 Aplicación del mapa de formulación a la deshidratación de crudos ....... 34

3.1.4 Pruebas de botella. ......................................................................................... 36

3.1.5 Sistemas de Inyección de Químicas ............................................................... 38

3.1.6 Evaluación de Químicas – Laboratorio .......................................................... 39

3.1.6.1 Captación de las muestras. ...................................................................... 40

XIII

3.1.6.2 Manejo de las muestras de laboratorio. ................................................... 40

3.1.6.3 Metodología en la realización de las Pruebas de Botella. ....................... 41

3.1.6.4 Evaluación de Químicas mediante el Dinamic Coalescer. ...................... 43

3.1.6.5 Reporte de los resultados de las pruebas. ................................................ 45

3.1.7 Medición de la estabilidad ............................................................................. 46

3.1.8 Cinética de adsorción de los surfactantes deshidratantes ............................... 49

3.1.9 Sinergismo entre los surfactantes y aditivos químicos .................................. 50

3.1.10 Factores para la selección de un sistema de tratamiento crudo. ................... 51

3.1.11 Otras consideraciones del tratamiento del crudo. ........................................ 52

3.1.12 Pasos para la selección de productos desemulsionante: ............................... 52

3.2 Tratamiento térmico .............................................................................................. 53

3.2.1 Calentadores ................................................................................................... 54

3.2.1.1 Tratamiento directo ................................................................................. 54

3.2.1.2 Tratamiento indirecto .............................................................................. 55

3.3 Tratamiento mecánico ........................................................................................... 59

3.3.1 Deshidratación estática .................................................................................. 59

3.3.1.1 Tanques de Techo Flotante ..................................................................... 60

3.3.1.2 Tanques de Techo Fijo ............................................................................ 60

3.3.1.3 Tanques de techo fijo (domo Geodésico) con cubierta flotante. ............. 61

3.3.1.4 Ventajas con respecto a un Techo Convencional .................................... 61

3.3.2 Deshidratación dinámica ................................................................................ 64

CAPÍTULO IV ................................................................................................................ 71

4. TRATAMIENTO ELÉCTRICO ................................................................................. 71

4.1 Partes de un deshidratador electrostático .............................................................. 71

XIV

4.2 Principio de la deshidratación electrostática ......................................................... 73

4.3 Acción del campo eléctrico de un deshidratador electrostático ............................ 77

4.4 Comparación entre los procesos de deshidratación mecánico y eléctrico ............ 78

4.5 Ventajas de un deshidratador electrostático .......................................................... 80

4.6 Factores intervinientes para el uso del deshidratador electrostático ..................... 81

4.7 Procedimiento de diseño de un deshidratador electrostático ................................ 82

4.8 Ejemplo de diseño de un tratador termo-electrostático ......................................... 87

CAPÍTULO V ................................................................................................................. 91

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .......................................................... 91

5.1 Conclusiones ......................................................................................................... 91

5.2 Recomendaciones .................................................................................................. 93

GLOSARIO DE TÉRMINOS ......................................................................................... 94

BIBLIOGRAFÍA .......................................................................................................... 101

ANEXOS ...................................................................................................................... 102

XV

ÍNDICE DE GRÁFICAS

GRÁFICA 2.1: REPRESENTACIÓN OROGRÁFICA DE LA ESTABILIZACIÓN DE

UNA GOTA DE AGUA POR AGENTES EMULSIONANTES PRESENTES EN EL

PETRÓLEO CRUDO. .......................................................................................................... 12

GRÁFICA 2.2: ESQUEMA DE LOS FACTORES FÍSICO–QUÍMICOS

RELACIONADOS CON LAS INTERACCIONES ENTRE DOS GOTAS DE FASE

DISPERSA EN UNA EMULSIÓN W/O. ............................................................................ 16

GRÁFICA 2.3: ESQUEMA DE LAS FUERZAS DE CORTE Y DILATACIONAL

RELACIONADAS CON LAS MEDICIONES DE LAS VISCOSIDADES

CORRESPONDIENTES EN UNA INTERFASE AGUA-ACEITE. .................................. 17

GRÁFICA 2.4: VARIACIÓN DEL FACTOR DE STOKES CON LA TEMPERATURA Y

LA GRAVEDAD API. ......................................................................................................... 23

GRÁFICA 2.5: EFECTO DEL DRENAJE DE LA PELÍCULA SOBRE LA

CONCENTRACIÓN DE SURFACTANTES NATURALES. ............................................ 24

GRÁFICA 2.6: EFECTO DE LA CONCENTRACIÓN SUPERFICIAL SOBRE LA

VARIACIÓN EN LA TENSIÓN INTERFACIAL EN EL INTERIOR DE LA PELÍCULA

DRENADA. .......................................................................................................................... 25

GRÁFICA 2.7: ILUSTRACIÓN ESQUEMÁTICA DE LA ADSORCIÓN DEL

SURFACTANTE DESHIDRATANTE EN LA SUPERFICIE LIBRE DE LA PELÍCULA.

.............................................................................................................................................. 26

GRÁFICA 2.8: EFECTO DE LA CONCENTRACIÓN SUPERFICIAL DEL

SURFACTANTE NATURAL Y LAS MOLÉCULAS DE DESHIDRATANTE SOBRE LA

VARIACIÓN DE LA TENSIÓN INTERFACIAL EN EL INTERIOR DE LA PELÍCULA

DRENADA. .......................................................................................................................... 27

XVI

GRÁFICA 3.1: AFINIDAD SURFACTANTE .................................................................... 33

GRÁFICA 3.2: UTILIZACIÓN DEL MAPA DE FORMULACIÓN WOR PARA EL

TRATAMIENTO DE EMULSIONES DE CAMPO TIPO W/O ......................................... 36

GRÁFICA 3.3: PROCEDIMIENTO PARA LA REALIZACIÓN DE LA PRUEBA DE

BOTELLA. ........................................................................................................................... 37

GRÁFICA 3.4: ACCIÓN DEL DESHIDRATANTE DOSIFICADO EN LAS PRUEBAS

DE BOTELLA EN UN MAPA DE ESTABILIDAD FORMULACIÓN ............................ 38

GRÁFICA 3.5: SISTEMA DE DOSIFICACIÓN POR GOTEO ......................................... 38

GRÁFICA 3.6: INYECCIÓN DE QUÍMICA MEDIANTE INYECTORES A PRESIÓN. 39

ECUACIÓN 3.1 PORCENTAJE DE EFICIENCIA ............................................................ 42

GRÁFICA 3.8: PORCENTAJE DE EFICIENCIA DEL TRATAMIENTO QUÍMICO

NORMAL ............................................................................................................................. 42

GRÁFICA 3.9: PORCENTAJE DE EFICIENCIA DEL TRATAMIENTO QUÍMICO

SOBRE-TRATADO ............................................................................................................. 43

GRÁFICA 3.10: DIAGRAMA DEL DINAMIC COALESCER ......................................... 44

GRÁFICA 3.11: PARÁMETROS DE CONTROL EN EVALUACIONES DE QUÍMICAS

.............................................................................................................................................. 45

GRÁFICA 3.5: FRACCIÓN DE VOLUMEN COALESCIDO O CLARIFICADO EN

FUNCIÓN DEL TIEMPO. ................................................................................................... 48

GRÁFICA 3.6: VARIACIÓN DE LA ESTABILIDAD DE LA EMULSIÓN W/O EN

FUNCIÓN DE LA CONCENTRACIÓN DEL DESHIDRATANTE PARA LA

COALESCENCIA DE 2/3 DEL VOLUMEN FIJADO V. .................................................. 48

GRÁFICA 3.7: SISTEMA DE CALENTADORES DE CRUDOS ..................................... 54

GRÁFICA 3.8: COMPONENTES BÁSICOS DE UN CALENTADOR DE CRUDO A

FUEGO DIRECTO ............................................................................................................... 56

XVII

GRÁFICA 3.9: DESHIDRATACIÓN ESTÁTICA DE CRUDOS ..................................... 60

GRÁFICA 3.10: TIPOS DE TANQUES ............................................................................. 62

GRÁFICA 3.11: DESHIDRATACIÓN DINÁMICA DE CRUDOS .................................. 65

GRÁFICA 3.12: SEPARADOR VERTICAL FWKO ......................................................... 66

GRÁFICA 3.13: SEPARADOR HORIZONTAL FWKO ................................................... 68

GRÁFICA 3.14: SECUENCIA DE DESHIDRATACIÓN POR ASENTAMIENTO ........ 70

GRÁFICA 4.1: MICRO FOTOGRAFÍA DE UNA EMULSIÓN TOMADA A 1200

IMÁGENES POR SEGUNDO ............................................................................................. 72

GRÁFICA 4.3: MODELO TRIANGULAR DE UNA MOLÉCULA DE AGUA .............. 73

GRÁFICA 4.4: DESPLAZAMIENTO DE LAS CARGAS AL SER SOMETIDAS A UN

CAMPO ELÉCTRICO. ........................................................................................................ 74

GRÁFICA 4.5: GOTA DISPERSANDO DENTRO DE UN CAMPO CONCENTRADO 75

GRÁFICA 4.6: COALESCENCIA POR PROCESO ELECTROSTÁTICO ....................... 76

GRÁFICA 4.7: DESHIDRATADOR ELECTROSTÁTICO CON CALENTAMIENTO .. 77

GRÁFICA 4.8: TEMPERATURA EN FUNCIÓN A LA VISCOSIDAD DEL ACEITE ... 83

GRÁFICA 4.9: VISCOSIDAD DEL ACEITE EN FUNCIÓN AL DIÁMETRO DE LAS

GOTAS DE AGUA .............................................................................................................. 85

XVIII

ÍNDICE DE TABLAS

TABLA 3.1: HISTORIA DEL USO DEL DESHIDRATANTE .................................... 32

TABLA 3.2: TABLA DE REPORTE DE RESULTADOS DE LAS PRUEBAS DE

BOTELLA ...................................................................................................................... 46

TABLA 4.1: DATOS TEMPERATURA EN FUNCIÓN A LA VISCOSIDAD DEL

ACEITE .......................................................................................................................... 86

TABLA 4.2: DATOS TIPO DE EMULSIÓN EN FUNCIÓN A LA TEMPERATURA

......................................................................................................................................... 86

ÍNDICE DE ECUACIONES

ECUACIÓN 2.1: MÓDULO DILATACIONAL INTERFACIAL ................................ 18

ECUACIÓN 2.2: MÓDULO DILATACIONAL ELÁSTICA ....................................... 18

ECUACIÓN 2.3: ELASTICIDAD DILATACIONAL................................................... 18

ECUACIÓN 2.4: VISCOSIDAD DILATACIONAL ..................................................... 19

ECUACIÓN 2.5: VELOCIDAD DE SEDIMENTACIÓN DE STOKES ...................... 21

ECUACIÓN 2.6: VELOCIDAD DE SEDIMENTACIÓN DE HADAMARD ............. 21

ECUACIÓN 4.1: VISCOSIDAD DE ENTRADA DEL TRATADOR .......................... 82

ECUACIÓN 4.2: VELOCIDAD DE FLUJO DE PARRILLAS .................................... 83

ECUACIÓN 4.3: ÁREA ÓPTIMA DE LAS PARRILLAS ........................................... 84

ECUACIÓN 4.4: CALOR NECESARIO PARA AUMENTAR LA TEMPERATURA

DEL FLUIDO ................................................................................................................. 87

XIX

ÍNDICE DE ANEXOS

ANEXO 1 ACUERDO MINISTERIAL No. 014 ......................................................... 102

ANEXO 2 DIAGRAMA DE FLUJO CPF .................................................................. 104

ANEXO 3 FICHA TÉCNICA DEL DESMULSIFICANTE ........................................ 105

ANEXO 4 ESPECIFICACIONES OPERACIÓN DESHIDRATADOR

ELECTROSTÁTICO .................................................................................................... 111

CAPÍTULO I

1

CAPÍTULO I

1. INTRODUCCIÓN

Desde los inicios de la explotación del petróleo, la industria petrolera ha tenido que

enfrentarse a la producción conjunta de agua y crudo que ocasiona la formación de

emulsiones no deseadas. La deshidratación de crudo es una de las operaciones de

tratamiento y acondicionamiento primario que se usan para separar el agua de

formación que se extrae con el crudo desde el pozo, posteriormente romper la emulsión

y separar es agua emulsionada, combinando de química deshidratante, agitación, calor

y/o campo eléctrico.

El rol de los deshidratadores es contrarrestar la acción estabilizante de los agentes

emulsionantes presentes en el crudo, tales como surfactantes naturales, asfaltenos,

resinas y sólidos que se forman por la precipitación de sales, parafinas o asfaltenos.

Existen varias razones para eliminar el agua del crudo (en general, a menos del 1%).

Entre las más importantes destacan el aumento del costo del transporte y bombeo, la

corrosión en las instalaciones de transporte y de refinación y, la demanda de calor.

Las compañías de servicio ofrecen sus formulaciones químicas aplicables solo a una

segregación de crudo particular, por lo que a través de los años la industria ha hecho

grandes desembolsos por este concepto, adquiriendo diferentes productos debido a los

cambios continuos en la producción.

Hoy en día, a pesar de que se logran procesos de deshidratación eficientes, aun no ha

sido posible explicar la extrema especificidad de un deshidratante para tratar un tipo de

emulsión agua en crudo.

2

La presente investigación tiene por objeto determinar las condiciones de operación de

un deshidratador electrostático a fin de conocer los límites de trabajo para obtener un

resultado óptimo y poder transportar el crudo a través de las tuberías dentro de los

rangos establecidos.

1.1 Objetivo general

Determinar las condiciones de operación de un deshidratador electrostático en el Centro

de Facilidades de Producción Petrolera .en la estación Lago Agrio No 1 para optimizar

el transporte de crudo a través de las líneas de producción.

1.2 Objetivos específicos

• Identificar los rangos de operación de un deshidratador para su funcionamiento

óptimo.

• Conocer el proceso de emulsión de las partículas de agua para evitar su

formación.

• Familiarizar al personal con el equipo para que realicen un correcto manejo del

mismo.

• Investigar las normas que se aplican al manejo de los deshidratadores

electrostáticos.

3

1.3 Justificación

La finalidad de este proyecto es dar a conocer las condiciones de operación de un

deshidratador electrostático para un crudo específico así como también los riesgos que

implica trabajar en este equipo a condiciones indebidas por lo que representa un peligro

tanto para el Centro de facilidades petroleras como para el personal que está en contacto

directo con el mismo.

El crudo proveniente de los calentadores de crudo (oil heaters) pasa por estos equipos,

siendo el último punto de separación del agua, para pasar al tanque de almacenamiento.

Si determinamos los parámetros requeridos para que el equipo funcione a su óptima

eficiencia obtendremos un crudo apto para el traslado hacia el tanque de

almacenamiento y así poder transportarlo a través de la tubería hacia el destino

programado ya sea la refinación o la exportación. El petróleo debe ser transportado con

un BSW menor al 1% por normas establecidas según el artículo 10, literal a del acuerdo

ministerial 014 del Ministerio de Energía y Minas publicado en la ciudad de Quito, el

09 de Febrero del 2004 (VER ANEXO 1).

1.4 Hipótesis

Para evitar que el crudo contenga un considerable BSW que afecte su transporte

deberemos conocer las condiciones o los rangos a los cuales el deshidratador

electrostático deberá trabajar para obtener una eficiencia óptima y resultados

beneficiosos para la compañía y para el país.

4

1.5 Marco de referencia

Se inicia con la descripción de los tratadores electrostáticos

1.5.1 Marco teórico

Los tratadores electrostáticos (V–200/210) tienen las siguientes dimensiones: 10’

diámetro por 30’ de longitud, diseñado para trabajar máximo a 150 PSIG a 300 ºF, para

un trabajo en condiciones normales de 50 PSIG a 250 º F con 100 KVA y una

capacidad de 15000 BOPD.

El crudo proveniente de los calentadores de crudo (oil heaters) pasa por estos equipos,

siendo el último punto de separación del agua, para pasar al tanque de almacenamiento.

Los tratadores electrostáticos están provistos de toma muestras a diferentes niveles para

determinar la calidad del crudo en su interior y de elementos de control para su correcto

funcionamiento.

El deshidratador electrostático consiste de dos cámaras bien definidas: la primera por

donde ingresa la emulsión, sin agua libre, contiene un calentador en “U”, para elevar la

temperatura de la emulsión y facilitar la acción del químico demulsificante, rompiendo

con mayor facilidad la mezcla agua-petróleo; y, la segunda cámara contiene electrodos

con alto voltaje (20,000-30,000 voltios), para alinear las gotitas de agua que todavía

permanecen dispersas, formar gotas más grandes y decantarlas. A la descarga del

equipo se tiene una concentración de agua en el petróleo menor al 1%.

5

Existen campos que producen con 80-90 % de agua, con temperaturas de 150-180 F,

por lo que no es necesario tener deshidratadores electrostáticos, empleando trenes

compuestos por FWKO y desaladores electrostáticos. La diferencia de un desalador con

un deshidratador radica, en que el primero no posee la cámara de calentamiento, pero al

final la función es similar.

En estos equipos las variables principales de control son: el nivel de agua que no debe

llegar a la zona de los electrodos para evitar cortocircuitos; y, la intensidad de corriente

continua o alterna para no sobrepasar el voltaje requerido.

1.6 Variables

• Variable dependiente

El correcto funcionamiento del deshidratador electroestático dependerá de

conocer los rangos de operación y en especial de su funcionamiento.

• Variable independiente

El crudo debe ser transportado con bajo contenido de agua y sedimentos por

lo tanto debemos tratarlo correctamente.

• Variable interviniente

El crudo ha tratarse.

La capacidad del deshidratador

6

1.7 Metodología

A continuación se detalla los métodos que se utilizó en esta investigación.

Método Analítico

Hemos utilizado el método analítico, ya que tomamos como base datos

proporcionados por un manual de operación de oleoductos los cuales nos han

permitido tomar conocimientos sobre el tema.

Método de Campo

Para este fin realizaremos una visita técnica a la estación de Lago Agrio con la finalidad

de evaluar los procesos existentes y poder realizar una correcta implementación del

deshidratador electrostático.

CAPÍTULO II

7

CAPÍTULO II

2. GENERALIDADES

Generalmente, el agua producida con el crudo existe parcialmente como agua libre y

parcialmente como agua en emulsión. En algunos casos, cuando la relación agua-

hidrocarburo es muy alta, la emulsión hidrocarburo en agua es más rara que la emulsión

agua en hidrocarburo. El agua libre producida con el crudo es definida como el agua que

podrá separase del crudo por gravedad. Para separar el agua emulsificada existen

tratamientos como, tratamientos térmicos, tratamientos químicos, tratamientos

electrostáticos, o una combinación de todos estos podría ser necesario sumado a la

separación producida por la gravedad (VER ANEXO 2). Es una gran ventaja separar el

agua libre del crudo y así minimizar los costos por tratamientos de emulsiones.

2.1 Formación de emulsiones

El agua y el aceite son esencialmente inmiscibles, por lo tanto, estos dos líquidos

coexisten como dos líquidos distintos. La frase “aceite y agua no se mezclan” expresa la

mutua insolubilidad de muchos hidrocarburos líquidos con el agua. Las solubilidades de

hidrocarburos son bajas, pero varían desde 0,0022 ppm para el tetradecano hasta 1.760

ppm para el benceno en agua. La presencia de dobles enlace carbono-carbono (por

ejemplo alquenos y aromáticos) incrementan la solubilidad del agua. El agua está lejos

de ser soluble en hidrocarburos saturados (por ejemplo: parafinas o alcanos) y su

solubilidad disminuye con el incremento del peso molecular de los hidrocarburos.

Durante las operaciones de extracción del petróleo, la mezcla bifásica de petróleo crudo

y agua de formación se desplazan en el medio poroso a una velocidad del orden de 1

8

pie/día, lo que es insuficiente para que se forme una emulsión. Sin embargo, al pasar

por todo el aparataje de producción durante el levantamiento y el transporte en

superficie (bombas, válvulas, codos, restricciones, etc.) se produce la agitación

suficiente para que el agua se disperse en el petróleo en forma de emulsión W/O

estabilizada por las especies de actividad interfacial presentes en el crudo. Las

emulsiones formadas son macro-emulsiones W/O con diámetro de gota entre 0,1 a 100

µm.

Existen tres requisitos esenciales para formar una emulsión:

• Dos líquidos inmiscibles, como el agua y el aceite.

• Suficiente agitación para dispersar uno de los líquidos en pequeñas gotas en el otro.

• Un agente emulsionante para estabilizar las gotas dispersas en la fase continua.

En los pozos que se producen por levantamiento con gas (Gas-lift), la emulsionación es

causada principalmente en dos lugares: En el punto donde el “gas lift” es introducido y

en la cabeza del pozo. Cuando se utiliza un proceso intermitente, la emulsión

generalmente es creada en la cabeza del pozo o en el equipo en superficie. Para el

proceso continuo, la mayor parte de la emulsión es formada en fondo de pozo, en el

punto de inyección de gas.

En los campos petroleros las emulsiones de agua en aceite (W/O) son llamadas

emulsiones directas, mientras que las emulsiones de aceite en agua (O/W) son llamadas

emulsiones inversas. Esta clasificación simple no siempre es adecuada, ya que

emulsiones múltiples o complejas (o/W/O ó w/O/W) pueden también ocurrir. Además,

9

esta clasificación es muy particular de la industria petrolera, ya que en general las

emulsiones O/W son denominadas emulsiones normales y las W/O son las inversas.

En las emulsiones directas, la fase acuosa dispersa se refiere generalmente como agua y

sedimento (A&S) y la fase continua es petróleo crudo. El A&S es principalmente agua

salina; sin embargo, sólidos tales como arena, lodos, carbonatos, productos de corrosión

y sólidos precipitados o disueltos se encuentran también presentes, por lo que A&S

también es llamada Agua y Sedimento Básico (A&SB).

Otra terminología en la industria petrolera es clasificar las emulsiones directas

producidas como duras y suaves. Por definición una emulsión dura es muy estable y

difícil de romper, principalmente porque las gotas dispersas son muy pequeñas. Por otro

lado, una emulsión suave o dispersión es inestable y fácil de romper. En otras palabras,

cuando un gran número de gotas de agua de gran diámetro están presentes, ellas a

menudo se separan fácilmente por la fuerza gravitacional. El agua que se separa en

menos de cinco minutos es llamada agua libre.

La cantidad de agua remanente emulsionada varía ampliamente desde 1 a 60 % en

volumen. En los crudos medianos y livianos (>20 °API) las emulsiones contienen

típicamente de 5 a 20 % volumen de agua, mientras que en los crudos pesados y

extrapesados (<20 °API) tienen a menudo de 10 a 35 % de agua. La cantidad de agua

libre depende de la relación agua/aceite y varía significativamente de un pozo a otro. En

este trabajo, la palabra “agua” significa agua producida y es una salmuera conteniendo

cloruro de sodio y otras sales.

La inyección de vapor y la inyección de agua a yacimientos son factores que promueven

la formación de emulsiones.

10

2.2 Agentes emulsionantes

Los agentes emulsionantes son numerosos y pueden ser clasificados de la siguiente

manera:

- Compuestos naturales surfactantes tales como asfaltenos y resinas conteniendo ácidos

orgánicos y bases, ácidos nafténicos, ácidos carboxílicos, compuestos de azufre,

fenoles, cresoles y otros surfactantes naturales de alto peso molecular.

- Sólidos finamente divididos, tales como arena, arcilla, finos de formación, esquistos,

lodos de perforación, fluidos para estimulación, incrustaciones minerales, productos de

la corrosión (por ejemplo sulfuro de hierro, óxidos), parafinas, asfaltenos precipitados.

Los fluidos para estimulación de pozos pueden contribuir a formar emulsiones muy

estables.

- Químicos de producción añadidos tales como inhibidores de corrosión, biácidos,

limpiadores, surfactantes y agentes humectantes.

Los surfactantes naturales se definen como macromoléculas con actividad interfacial

que tienen un alto contenido de aromáticos y por lo tanto relativamente planas con al

menos un grupo polar y colas lipofílicas, con actividad interfacial. Estas moléculas

pueden apilarse en forma de micelas. Se forman de las fracciones ácidas de asfaltenos,

resinas, ácidos nafténicos y materiales porfirínicos.

Estos surfactantes pueden adsorberse a la interfase de la gota de agua y formar una

película rígida que resulta en una alta estabilidad de la emulsión W/O formada, lo cual

11

ocurre en menos de tres días. Es por eso, que la emulsión debe tratarse lo más pronto

posible con diferentes agentes tales como: química deshidratante, calor, sedimentación

por centrifugación o electrocoalescencia.

La película interfacial formada estabiliza la emulsión debido a las siguientes causas:

a) Aumenta la tensión interfacial. Por lo general, para emulsiones de crudo la tensión

interfacial es de 30 a 36 mN/m. La presencia de sales también aumenta la tensión

interfacial.

b) Forman una barrera viscosa que inhibe la coalescencia de las gotas. Este tipo de

película ha sido comparada con una envoltura plástica.

c) Si el surfactante o partícula adsorbida en la interfase es polar, su carga eléctrica

provoca que se repelan unas gotas con otras.

Un segundo mecanismo de estabilización ocurre cuando los emulsionantes son

partículas sólidas muy finas. Para ser agentes emulsionantes, las partículas sólidas

deben ser más pequeñas que las gotas suspendidas y deben ser mojadas por el aceite y el

agua. Luego estas finas partículas sólidas o coloides (usualmente con surfactantes

adheridos a su superficie) se colectan en la superficie de la gota y forman una barrera

física. Ejemplos comunes de este tipo de emulsionante son el sulfuro de hierro y la

arcilla. En la gráfica 2.1 se muestra la adsorción de diferentes partículas emulsionantes

en una gota de agua.

12

GRÁFICA 2.1: REPRESENTACIÓN OROGRÁFICA DE LA

ESTABILIZACIÓN DE UNA GOTA DE AGUA POR AGENTES

EMULSIONANTES PRESENTES EN EL PETRÓLEO CRUDO.

FUENTE: Salager J.L. Langmuir 18, 607 (2002).

ELABORADO POR: FRANZ MULKY

2.2.1 Propiedades que intervienen en la estabilidad de la emulsión

El rompimiento de la emulsión depende de las siguientes propiedades:

2.2.1.1Tensión interfacial. Una reducción de la tensión interfacial no es suficiente para

aumentar la estabilidad de la emulsión. Se ha encontrado recientemente que los sistemas

de tensión ultra-baja producen emulsiones inestables. Estudios de tensión interfacial

dinámica entre crudo y agua muestran que la tensión disminuye con el tiempo y que se

requieren varias horas de contacto para obtener un valor estable.

A partir de las mediciones de tensión interfacial (IFT) se puede concluir que es la

fracción de la resina que tiene la más alta afinidad por la interfase. Las resinas pueden

13

reducir el IFT a los valores cerca de 15 mN/m. Mientras que los asfaltenos la reducen en

25 mN/m como valor límite. El valor para el petróleo crudo es del orden de 30 mN/m,

lo cual revela que hay otros componentes indígenas que influencian el IFT además de

las resinas y asfaltenos.

2.2.1.2 Viscosidad de la fase externa. Una viscosidad alta en la fase externa disminuye

el coeficiente de difusión y la frecuencia de colisión de las gotas, por lo que se

incrementa la estabilidad de la emulsión. Una alta concentración de las gotas también

incrementa la viscosidad aparente de la fase continua y estabiliza la emulsión. Este

efecto puede ser minimizado calentando la emulsión.

2.2.1.3 Tamaño de la gota. Gotas muy pequeñas menores de 10 µm generalmente

producen emulsiones más estables. Una amplia distribución de tamaños de partículas

resulta en general en una emulsión menos estable.

2.2.1.4 Relación de volumen de fases. Incrementando el volumen de la fase dispersa se

incrementa el número de gotas y/o tamaño de gota y el área interfacial. La distancia de

separación se reduce y esto aumenta la probabilidad de colisión de las gotas. Todos

estos factores reducen la estabilidad de la emulsión.

2.2.1.5 Temperatura. Usualmente, la temperatura tiene un efecto muy fuerte en la

estabilidad de la emulsión. Incrementando la temperatura se reduce la adsorción de

surfactantes naturales y disminuye la viscosidad de la fase externa, la rigidez de la

película interfacial y la tensión superficial. Todos estos cambios reducen la estabilidad

14

de la emulsión. En presencia de surfactantes aniónicos, un aumento de temperatura

aumenta la afinidad de estos por la fase acuosa, mientras que lo inverso ocurre con

surfactantes no-iónicos.

2.2.1.6 pH. La adición de ácidos o bases inorgánicos cambia radicalmente la formación

de películas de asfaltenos y resinas que estabilizan las emulsiones agua-aceite.

Ajustando el pH se puede minimizar la rigidez de la película que estabiliza la emulsión

y aumentar la tensión superficial.

La estabilización de la tensión interfacial depende del pH de la fase acuosa, por lo cual

la adsorción en la interfase presenta una histéresis que indica que las diferentes

moléculas emulsionantes (surfactantes naturales que contienen grupos ácidos y bases)

poseen cinéticas de equilibración muy diferentes.

2.2.1.7 Envejecimiento de la interfase. A medida que la interfase envejece la

adsorción de los surfactantes se completa y debido a las interacciones laterales entre las

moléculas aumenta la rigidez de la película hasta un valor estable en unas 3 a 4 horas.

Esta película o piel alrededor de la gota llega a ser más gruesa, más fuerte y más dura.

Además, la cantidad de agentes emulsionantes se incrementa por oxidación, fotólisis,

evaporación o por la acción de bacterias.

2.2.1.8 Salinidad de la salmuera. La concentración de la salmuera es un factor

importante en la formación de emulsiones estables. Agua fresca o salmuera con baja

concentración de sal favorecen la estabilidad de las emulsiones. Por el contrario, altas

concentraciones de sal tienden a reducirla.

15

2.2.1.9 Tipo de aceite. Los crudos con aceite de base parafínica usualmente no forman

emulsiones estables, mientras que los crudos nafténicos y de base mixta forman

emulsiones estables.

Ceras, resinas, asfaltenos y otros sólidos pueden influenciar la estabilidad de la

emulsión. En otras palabras, el tipo de crudo determina la cantidad y tipo de

emulsionantes naturales.

2.2.1.10 Diferencia de densidad. La fuerza neta de gravedad que actúa en una gota es

directamente proporcional a la diferencia en densidades entre la gota y la fase continua.

Aumentando la diferencia de densidad por incremento de la temperatura se logra

aumentar la velocidad de sedimentación de las gotas y por ende, se acelera la

coalescencia.

2.2.1.11Presencia de cationes. Los cationes divalentes como calcio y magnesio tienen

tendencia a producir una compactación de las películas adsorbidas, probablemente por

efecto de pantalla electrostática de un lado, y por otro, la precipitación de sales

insolubles en la interfase.

2.2.1.13 Propiedades reológicas interfaciales. Generalmente, cuando una interfase con

moléculas de surfactantes adsorbidas se estira o dilata se generan gradientes de tensión.

Los gradientes de tensión se oponen al estiramiento e intentan restaurar la uniformidad

de la tensión interfacial. Como consecuencia, la interfase presenta una cierta elasticidad.

Éste es el efecto llamado Gibbs-Marangoni. En la gráfica 2.2 se muestran los factores

físico-químicos relacionados con las interacciones entre dos gotas de fase dispersa.

16

Para una interfase Newtoniana las propiedades reológicas que determinan el

movimiento interfacial son la viscosidad de cillazamiento interfacial ηs, la viscosidad

dilatacional interfacial ηd y el gradiente de tensión interfacial. ηs describe la resistencia

de la interfase a cambiar de forma en un elemento diferencial de la interfase, el área se

mantiene constante y se mide la resistencia de la película.

La viscosidad ηd, al igual que la elasticidad interfacial dilatacional εd, se mide sólo por

la dilatación-compresión de la película sin aplicar cillazamiento. Estas propiedades

describen la resistencia de la superficie a los cambios en el área interfacial. En la gráfica

2.3 se muestra esquemáticamente las fuerzas de cizalla y dilatacional sobre la interfase,

las cuales determinan la viscosidad de cizallamiento y la dilatacional, respectivamente.

GRÁFICA 2.2: ESQUEMA DE LOS FACTORES FÍSICO–QUÍMICOS

RELACIONADOS CON LAS INTERACCIONES ENTRE DOS GOTAS DE

FASE DISPERSA EN UNA EMULSIÓN W/O.

FUENTE: Salager J.L. Deshidratación de crudo.


17

2.3 Módulo dilatacional interfacial

Se define el módulo dilatacional interfacial como el aumento en la tensión interfacial

para una unidad de área superficial, por lo tanto, es una medida de la resistencia para la

creación de gradientes de tensión interfacial, y la tasa a la cual tales gradientes

desaparecen después de la deformación.

GRÁFICA 2.3: ESQUEMA DE LAS FUERZAS DE CORTE Y DILATACIONAL

RELACIONADAS CON LAS MEDICIONES DE LAS VISCOSIDADES

CORRESPONDIENTES EN UNA INTERFASE AGUA-ACEITE.



El módulo ε a una frecuencia particular es caracterizado por el valor absoluto |ε| y por el

ángulo de fase θ que describen la variación entre la tensión interfacial dinámica en

función del cambio del área interfacial.

18

ECUACIÓN 2.1: MÓDULO DILATACIONAL INTERFACIAL

FUENTE: FÍSICA GENERAL. F BUECHE


Puede ser expresado como la suma de la contribución elástica y la viscosidad

ECUACIÓN 2.2: MÓDULO DILATACIONAL ELÁSTICA



Siendo la elasticidad dilatacional (mN/m) y, es la viscosidad dilatacional

(mN/m.s) calculada por:

ECUACIÓN 2.3: ELASTICIDAD DILATACIONAL

=



19

ECUACIÓN 2.4: VISCOSIDAD DILATACIONAL



Donde:

ε = módulo dilatacional interfacial

|ε| = módulo de elasticidad a una frecuencia particular

= velocidad angular (1/s).

ηd = viscosidad dilatacional (mN/m.s)

εd = elasticidad interfacial dilatacional

= elasticidad dilatacional (mN/m)

θ = ángulo de fase

2.4 Prevención de la formación de la emulsión agua en petróleo

Las emulsiones se forman en el aparataje de producción del pozo y en las instalaciones

de superficie debido al cizallamiento, por lo que es recomendable eliminar la

turbulencia y remover el agua del aceite lo más pronto posible. Algunos recomiendan

inyectar el surfactante a fondo de pozo para prevenir la formación de la emulsión. Las

recomendaciones anteriores no siempre son posibles lograrlas, por lo que en muchos

casos es necesario prepararse para el rompimiento de la emulsión inevitablemente

formada.

20

La mejor forma de deshidratar es evitar que se produzca la emulsión o por lo menos

reducir al máximo las condiciones que favorezcan la emulsionación, a saber la

producción conjunta de varios fluidos y la agitación (Salager 1987 a).

En pozos fluyentes, una agitación considerable es generalmente causada por el gas

disuelto saliendo de la solución (el gas se desorbe) conforme decrece la presión. Este

gas también causa turbulencia cuando fluye junto con la mezcla difásica agua-aceite a

través de accesorios y restricciones en la tubería de producción; pasa por supuesto lo

mismo cuando se utiliza el levantamiento con gas. Esta turbulencia puede ser reducida,

pero no eliminada, instalando un estrangulador de fondo. Este estrangulador reduce la

estabilidad de la emulsión por las siguientes causas:

a) Hay menos presión diferencial.

b) La temperatura de fondo de pozo es considerablemente más alta que la temperatura

en la superficie.

c) Hay flujo laminar para una gran distancia corriente abajo del estrangulador de fondo

y por lo tanto, menos turbulencia.

Actualmente, el 90 % de las técnicas utilizadas para la extracción de petróleo crudo

generan o agravan los problemas de emulsionación. Los químicos usados en las

fracturas de la formación, estimulaciones de pozos, inhibición de corrosión, etc.,

frecuentemente causan problemas de emulsionación muy severos, por lo que existen

también métodos para romperlas, tales como el calentamiento, aditivos químicos,

tratamiento eléctrico y asentamiento.

En los casos de bajo contenido de agua (< 10%) resulta ventajoso añadir agua en fondo

de pozo antes que se produzca la emulsión porque así la emulsión formada será menos

estable (el tamaño de gotas aumenta y se favorece la coalescencia).

21

2.5 Mecanismo de ruptura de la emulsión agua en petróleo

Diversos estudios se han hecho sobre los mecanismos de ruptura de una emulsión W/O.

Según el análisis de Jeffreys y Davies en 1971 estas etapas se reducen a tres:

2.5.1 Etapa 1. Acercamiento macroscópico de las gotas

Cuando las gotas de fase dispersa son más o menos grandes se aproximan por

sedimentación gravitacional, gobernadas por las leyes de Stokes (basada en la

suposición de gotas esféricas rígidas, ecuación 2.5) o de Hadamard (movimiento

convectivo interno en las gotas y efecto de la viscosidad de la fase interna, ecuación

2.6), pero sí son menores de 5 µm está presente el movimiento Browniano.

ECUACIÓN 2.5: VELOCIDAD DE SEDIMENTACIÓN DE STOKES



ECUACIÓN 2.6: VELOCIDAD DE SEDIMENTACIÓN DE HADAMARD



22

Donde:

Vs= velocidad de sedimentación de Stokes (cm/s)

VH = velocidad de sedimentación de Hadamard (cm/s)

ρ1= densidad de agua (g/

ρ2= densidad del crudo (g/

g= aceleración de la gravedad (cm/

r= radio de las gotas dispersas en el crudo (cm)

ηe= viscosidad de la fase externa (cp)

ŋi= viscosidad de la fase interna (cp)

ƒs= factor de Stokes (1/cm.s)

Una velocidad de sedimentación del orden de 1 mm por día es suficientemente baja para

que el movimiento de convección térmica y el movimiento Browniano la compensen.

Esto indica que el problema de sedimentación puede volverse muy severo para crudos

pesados o extrapesados, para los cuales la diferencia de densidad es poca y la viscosidad

es alta.

De los parámetros incluidos en la ecuación (5), la viscosidad es la que presenta mayor

influencia, producto de la gran sensibilidad de este parámetro ante variaciones en la

temperatura. En la gráfica 2.4 se muestra la variación de la velocidad de asentamiento

con la temperatura en términos del factor de Stokes (fs = Vs/r2) para crudos de distintas

gravedades API. Como puede verse, el efecto de la variación en la temperatura y la

gravedad API en el factor de Stokes es drástico para crudos muy viscosos, lo que da

lugar a diferencias de varios órdenes de magnitud en la velocidad de sedimentación

23

cuando se considera una pequeña variación en la gravedad API o se incrementa la

temperatura.

GRÁFICA 2.4: VARIACIÓN DEL FACTOR DE STOKES CON LA

TEMPERATURA Y LA GRAVEDAD API.

FUENTE: Emulsion by an Electrostatic Coalescence Methodology.


2.5.2 Etapa 2. Drenaje de la película

Al final de la etapa anterior, las gotas se deforman y se genera una película intergota,

dando inicio así a la segunda etapa del proceso llamada “drenaje de la película”, donde

están involucrados fenómenos interfaciales relacionados con la presencia de

surfactantes adsorbidos.

Una vez que dos gotas se acercan, se produce una deformación de su superficie

(adelgazamiento del orden de 0,1 micra o menos) y se crea una película de fluido entre

las mismas, con un espesor alrededor de 500 Å.

24

La velocidad de drenaje de la película depende de las fuerzas que actúan en la interfase

de la película. Cuando dos gotas de fase interna de una emulsión se aproximan una a la

otra debido a las fuerzas gravitacionales, convección térmica o agitación, se crea un

flujo de líquido entre ambas interfases y el espesor de la película disminuye.

El flujo de líquido de la película trae consigo moléculas de surfactantes naturales

adsorbidas debido al flujo convectivo creando un gradiente de concentración en la

interfase.

Este gradiente de concentración produce una variación en el valor local de la tensión

interfacial (gradiente de tensión) que genera una fuerza opuesta al flujo de líquido fuera

de la película, gráfica 2.5 y 2.6.

GRÁFICA 2.5: EFECTO DEL DRENAJE DE LA PELÍCULA SOBRE LA

CONCENTRACIÓN DE SURFACTANTES NATURALES.

FUENTE: Staiss F., R. Bohm and R. Kupfer, 1991. Improved Demulsifier Chemistry


25

GRÁFICA 2.6: EFECTO DE LA CONCENTRACIÓN SUPERFICIAL SOBRE

LA VARIACIÓN EN LA TENSIÓN INTERFACIAL EN EL INTERIOR DE LA

PELÍCULA DRENADA.



El esfuerzo de corte asociado con el drenaje tiende a concentrar la mayor parte de las

moléculas de surfactante natural fuera de la película y a disminuir su concentración en

el interior de la película. Las moléculas de desemulsionantes son adsorbidas en los

espacios dejados por los surfactantes naturales en la película, gráfica 2.7 y 2.8.

Por la variación de la tensión interfacial con el tiempo, la tasa de adsorción de los

desemulsionantes en la interfase crudo/agua es más rápida que la de los surfactantes

naturales del crudo. Cuando la película llega a ser muy delgada y debido a la

proximidad de la fase dispersa, las fuerzas de atracción de Van der Waals dominan y

ocurre la coalescencia. Toda vez que ocurre el acercamiento de las gotas se pueden

presentar varios tipos de interacciones entre ellas que retrasen o aceleren el drenaje de la

película. Por ejemplo, cuando las gotas poseen en la interfase una carga eléctrica, su

acercamiento está inhibido por una repulsión de tipo eléctrico.

26

El acercamiento también pueden ser demorado por fenómenos electrocinéticos como el

efecto electroviscoso denominado “potencial de flujo” (fuerza opuesta al drenaje de la

película) y/o un aumento de la viscosidad interfacial (formación de una película

interfacial rígida e inmovilización de la capa de aceite que solvata las colas lipofílicas).

La mejor forma de eliminar estos efectos es anular las interacciones del surfactante

natural, lo cual se logra mediante la formulación fisicoquímica.

GRÁFICA 2.7: ILUSTRACIÓN ESQUEMÁTICA DE LA ADSORCIÓN DEL

SURFACTANTE DESHIDRATANTE EN LA SUPERFICIE LIBRE DE LA

PELÍCULA.



27

GRÁFICA 2.8: EFECTO DE LA CONCENTRACIÓN SUPERFICIAL DEL

SURFACTANTE NATURAL Y LAS MOLÉCULAS DE DESHIDRATANTE

SOBRE LA VARIACIÓN DE LA TENSIÓN INTERFACIAL EN EL INTERIOR

DE LA PELÍCULA DRENADA.



2.5.3 Etapa 3. Coalescencia

La coalescencia se define como un fenómeno irreversible en el cual las gotas pierden su

identidad, el área interfacial se reduce y también la energía libre del sistema (condición

de inestabilidad). Sin embargo, este fenómeno se produce sólo cuando se vencen las

barreras energéticas asociadas con las capas de emulsionante adsorbido y la película de

fase continua entre las dos gotas. Esta etapa puede considerarse como instantánea

respecto a las dos primeras etapas.

Los procesos de deshidratación utilizan efectos físicos destinados a aumentar la

velocidad de la primera etapa, tales como el calentamiento, que reduce la viscosidad de

la fase externa y aumenta la diferencia de densidad entre los fluidos; ó un aumento de la

cantidad de fase interna (reduce el recorrido promedio de cada gota antes del contacto

con otra).

28

También es posible usar fuerzas diferentes a la gravedad natural para aumentar la

velocidad de contacto y/o el tamaño de la gota: gravedad artificial por centrifugación,

fuerzas capilares con filtros coalescedores o fuerzas electrostáticas.

CAPÍTULO III

29

CAPÍTULO III

3. MÉTODOS DE TRATAMIENTO PARA LA DESHIDRATACIÓN

Dependiendo del tipo de aceite y de la disponibilidad de recursos se combinan

cualquiera de los siguientes métodos típicos de deshidratación de crudo: Químico,

térmico, mecánico y eléctrico. En general, se usa una combinación de los métodos

térmicos y químicos con uno mecánico o eléctrico para lograr la deshidratación efectiva

de la emulsión W/O.

3.1 Tratamiento químico

El tratamiento químico consiste en aplicar un producto desemulsionante sintético

denominado en las áreas operacionales de la industria petrolera como “química

deshidratante”, el cual debe ser inyectado tan temprano como sea posible a nivel de

superficie o en el fondo del pozo. Esto permite más tiempo de contacto y puede prevenir

la formación de emulsión corriente abajo. La inyección de desemulsionante antes de una

bomba, asegura un adecuado contacto con el crudo y minimiza la formación de

emulsión por la acción de la bomba.

Hay varias teorías que tratan de explicar el efecto que los compuestos químicos

desemulsionantes producen sobre las emulsiones.

Las más importantes son:

1. Con la adición de productos químicos se trata de invertir la emulsión; es decir, una

emulsión de agua-petróleo se trataría de convertir en una emulsión de petróleo-agua.

30

Durante este proceso se alcanzaría la condición intermedia de separación completa de

las dos fases.

2. La acción de los compuestos químicos desemulsionantes hacen que la película del

agente emulsionante, que rodea las gotas de agua, adquiera una rigidez quebradiza hasta

provocar una contracción que causa el rompimiento de la película, con lo cual las gotas

de agua se juntan y decantan.

3. La adición de surfactantes a una emulsión causa una reducción notable de la tensión

superficial entre los líquidos en contacto, permitiendo que las diminutas gotas de la fase

dispersa se junten y decanten.

Esta es la teoría que se considera más importante, por ser la más moderna y aceptada.

Diferentes estudios han demostrado que el mecanismo físico-químico de acción de los

agentes deshidratantes o desemulsionantes está asociado a la formulación óptima del

sistema (SAD = 0, siendo SAD la Diferencia de Afinidad del Surfactante).

La formulación óptima se define básicamente como un estado de equilibrio entre las

afinidades del surfactante para la fase acuosa y para la fase oleica. Se han determinado

cuantitativamente los efectos de las diferentes variables de formulación (salinidad,

ACN, EON, WOR, temperatura, entre otras) sobre el equilibrio hidrofílico/lipofílico

entre el surfactante y su ambiente físico-químico. En un sistema surfactante-agua-aceite,

la formulación óptima se logra cuando en un barrido unidimensional de cualquier

variable de formulación, el sistema presenta una tensión interfacial mínima o ultra-baja,

acompañada en general de la aparición de un sistema trifásico en el cual la mayor parte

31

del surfactante está en la fase media. Para el caso de emulsiones agua en crudo es poco

corriente poder observar tal sistema trifásico y la inestabilidad se detecta por el progreso

de la coalescencia y la evolución de la tensión interfacial dinámica.

Para conseguir esta condición en una emulsión W/O que ya contiene un surfactante

lipofílico (modelo de los surfactantes naturales en el crudo), se debe añadir un

surfactante hidrofílico de peso molecular promedio o bajo (modelo agente

deshidratante) de manera que el parámetro característico de la mezcla produzca una

emulsión inestable. La formulación óptima es independiente de la concentración de

surfactante y de la cantidad de la fase media, el surfactante es atrapado en una

microemulsión. Por lo general, los desemulsionantes comerciales son mezclas de varios

componentes que tienen estructuras químicas diferentes y materiales poliméricos, así

como una amplia distribución de peso molecular. Están conformados por un 30 a 50%

de materia activa (surfactantes) más la adición de solventes adecuados, tales como nafta

aromática y alcoholes.

Entre los más utilizados están los copolímeros bloques de óxido de etileno y de óxido de

propileno, las resinas alquil-fenol formaldehídas, las poliaminas, alcoholes grasos,

aminas oxialquiladas y poliesteramianas y sus mezclas. En la tabla 1 se presentan

algunos de los productos surfactantes utilizados como agentes deshidratantes para

romper emulsiones W/O.

Estos surfactantes tienen tres efectos fundamentales una vez adsorbidos en la interfase

agua-aceite: uno es la inhibición de la formación de una película rígida, otro el

debilitamiento de la película volviéndola compresible y el más importante, el cambio en

la formulación del sistema para alcanzar la condición de SAD = 0.

32

TABLA 3.1: HISTORIA DEL USO DEL DESHIDRATANTE

FUENTE: Staiss F. R. Bohm and R. Kupfer, 1991. Improves Demulsifier Chemistry.


3.1.2 Producto químicos

Los productos químicos tienen la siguiente clasificación.

3.1.2.1 Clasificación

Los productos químicos que se utilizan en la deshidratación de crudos y en la

clarificación de aguas efluentes afectan la tensión superficial e interfacial del petróleo y

el agua. Los mismos reciben el nombre de “Surfactantes”, y de acuerdo con su

naturaleza físico-química se pueden clasificar en dos grandes grupos:

3.1.2.1.1 Según la carga

Los surfactantes son productos químicos de moléculas poliatómicas de alto peso

molecular caracterizadas por poseer uno de los extremos como directriz de la misma,

denominado “ANFÍFILO”. Según la carga de este se denominan:

33

- Catiónicos: anfífilo cargado positivamente

- Aniónico: anfífilo cargado negativamente

- No Iónico: anfífilo neutro.

3.1.2.1.2 Según la solubilidad en agua o aceite

Debido a que las moléculas de surfactantes poseen un extremo con afinidad al agua y el

otro al aceite, los productos químicos surfactantes se clasifican según el extremo

dominante, en:

- Hidrofílicos: Su extremo dominante posee afinidades hacia el agua.

- Lipofílicos: Son aquellos que poseen una afinidad dominante hacia el aceite.

GRÁFICA 3.1: AFINIDAD SURFACTANTE

FUENTE: Manual de deshidratación, Ing. Fausto Ramos


Tomando en cuenta esta propiedad físico-química de los surfactantes se establecieron

parámetros de identificación medibles experimentalmente en el laboratorio, como son el

Balance Hidrofílico Lipofílico (HLB) y el Número de Solubilidad Relativa (RSN).

34

3.1.3 Aspectos prácticos y tecnológicos

De entre los aspectos prácticos y tecnológicos se tiene:

3.1.3.1 Aplicación del mapa de formulación a la deshidratación de crudos

En la historia de un pozo ocurre en general un aumento paulatino del porcentaje de agua

producida. Uno de los problemas más severos es el aumento de viscosidad de las

emulsiones W/O con el contenido de agua, el cual provoca problemas de bombeo y de

reducción de la producción.

Para encontrar solución a este problema conviene estudiar la influencia de las variables

de composición conjuntamente con la de la variable generalizada de formulación SAD ó

HLD. A tal efecto se usan sistemas modelos compuestos por un ternario surfactante-

aceite-salmuera.

Tales sistemas poseen dos variables independientes de composición, las cuales se

expresan en general, como la concentración de surfactante y la relación agua-aceite

WOR.

La concentración del surfactante tiene una influencia general bien definida. Debajo de

una cierta concentración “crítica” no hay suficiente surfactante en el sistema para

estabilizar una emulsión. Al contrario, el WOR tiene un efecto más difícil de entender,

ya que éste se combina con el de la formulación. Se sabe que un aumento del contenido

de agua de una emulsión W/O (formulación SAD > 0) termina siempre por invertirse en

una emulsión O/W cuando el porcentaje de agua llega a 70-80%.

El mapa bidimensional de formulación-composición (por ejemplo, SAD-WOR) es

extremadamente útil para explicar el papel de la química deshidratante cuando se añade

a la mezcla agua-crudo en el fondo de pozo antes de la formación de la emulsión.

35

Para tratar un sistema susceptible de producir una emulsión W/O estable ubicada en B+

ó A+ (SAD > 0) por efecto de los surfactantes naturales, basta añadir un surfactante

hidrofílico disuelto en una fase aceite, de manera tal que al combinarse con los

surfactantes naturales produzca SAD = 0 o SAD levemente negativo, como se muestra

en la gráfica 3.2, caso 1. En tales condiciones, se obtendrá una emulsión W/O inestable.

Si al mismo sistema se añade un surfactante hidrofílico disuelto en una cantidad notable

de agua, de forma que el SAD resultante sea cero en la frontera A+/A- ó levemente

negativo en A-, se obtendrá una emulsión O/W inestable, gráfica 3.2, caso 2. Este puede

ser mejor que el caso 1 si el crudo es viscoso, ya que la emulsión W/O puede ser difícil

de bombear.

Si se añade un surfactante hidrofílico y agua en cantidades suficientes para producir

SAD < 0 en la zona A-, se puede obtener una emulsión O/W estable, gráfica 3.2, caso 3,

lo que puede ser interesante para ciertos tipos de aplicaciones, como es el caso de

transporte de crudos pesados o la producción de emulsiones combustibles.

En la mayoría de los casos el problema es diferente y consiste en añadir la química

deshidratante a una emulsión ya estabilizada por surfactantes naturales. En lo que

concierne a la deshidratación, el cambio de B+ (SAD > 0) al límite de B+/B- (SAD = 0)

ó a B- (SAD < 0 cerca de cero), y el cambio de B+ ó A+ al límite A+/A- (SAD = 0) ó a

A- (SAD < 0) producen esencialmente los mismos efectos que para un sistema pre-

equilibrado.

Con el objeto de que la analogía se aplique a sistemas crudo/agua es necesario que se

cumpla la regla de mezcla entre los surfactantes naturales y la química deshidratante y,

por otra parte, que el agente deshidratante pueda migrar rápidamente a la interfase para

combinarse con los surfactantes naturales. Este último requisito implica que el agente

36

deshidratante se incorpore al sistema en un vehículo solvente miscible con la fase

externa de la emulsión que se ha de romper.

GRÁFICA 3.2: UTILIZACIÓN DEL MAPA DE FORMULACIÓN WOR PARA

EL TRATAMIENTO DE EMULSIONES DE CAMPO TIPO W/O



3.1.4 Pruebas de botella.

La prueba de botella es uno de los métodos de selección de productos químicos

deshidratantes. Se denomina así por el tipo de recipiente que se usa, en el cual se vierte

cierta cantidad de la muestra emulsionada que será tratada.

La determinación del tratamiento a seguir se establece primeramente en pruebas de

laboratorio, Mediante esta prueba se puede determinar que compuesto químico romperá

de manera efectiva la emulsión del petróleo crudo de cierta segregación.

37

También, indicará la proporción de compuesto químico necesaria para tratar el volumen

de petróleo emulsionado que se está proyectando del yacimiento.

Adicionalmente en estas pruebas especiales se determina la necesidad o no del

tratamiento térmico complementario al tratamiento químico y su correspondiente

temperatura de tratamiento.

Es importante bajo el punto de vista operacional y económico, hacer todos los esfuerzos

y tentativas posibles para lograr un tratamiento a temperatura ambiente, el cual

involucrará solamente el uso de un rompedor de emulsión y de otros medios mecánicos

de deshidratación. Si lo anterior no es posible alcanzarse, entonces sí se debe apelar al

tratamiento térmico adicional.

GRÁFICA 3.3: PROCEDIMIENTO PARA LA REALIZACIÓN DE LA PRUEBA

DE BOTELLA.

FUENTE: Criterios para el Diseño Conceptual de Procesos de Deshidratación


38

GRÁFICA 3.4: ACCIÓN DEL DESHIDRATANTE DOSIFICADO EN LAS

PRUEBAS DE BOTELLA EN UN MAPA DE ESTABILIDAD FORMULACIÓN

FUENTE: Criterios para el Diseño Conceptual de Procesos de Deshidratación


3.1.5 Sistemas de Inyección de Químicas

La inyección de la química deshidratante al crudo se puede realizar mediante:

GRÁFICA 3.5: SISTEMA DE DOSIFICACIÓN POR GOTEO

FUENTE: PETROPRODUCCIÓN


39

GRÁFICA 3.6: INYECCIÓN DE QUÍMICA MEDIANTE INYECTORES A

PRESIÓN



Dentro del proceso de Deshidratación de Crudos, uno de los factores más importante es

la escogencia del producto químico “Demulsificante”

El conocimiento del sistema de producción del crudo a tratar, permite lograr una

excelente escogencia del punto de inyección de la química.

3.1.6 Evaluación de Químicas – Laboratorio

La escogencia de las químicas demulsificantes se debe realizar inicialmente mediante

pruebas de laboratorio y posteriormente, a nivel de pruebas de campo en toda la

segregación del crudo.

40

Básicamente se realizan mediante análisis conocidos como “Pruebas de Botella”, sin

embargo existen otros métodos con buena eficiencia en la evaluación de químicas,

como el uso del equipo “Dinamic Coalescer”. Ambas pruebas tienen muchos pasos en

común que se deben cumplir dentro de la programación de la realización de las

evaluaciones de laboratorio, para las cuales se deben cumplir las siguientes etapas:

3.1.6.1 Captación de las muestras.

a. Captación de la muestra sin tratamiento químico.

b. Envases preferiblemente nuevos

c. La muestra de crudo debe ser representativa de toda la segregación.

d. Drenar las líneas de los toma muestras.

e. En crudos con mucho contenido de gas, o muestras con altas temperaturas, se

recomienda captar la muestra por etapas, hasta completar llenar el envase.

3.1.6.2 Manejo de las muestras de laboratorio.

a. Mantener las muestras de crudo a una temperatura similar a la del campo hasta el

comienzo de las pruebas.

b. Anotar el volumen total de la muestra, volumen de agua libre separada y volumen

de crudo emulsionado.

c. Muestras procedentes de Estaciones de Flujo, preparar muestra representativa en

base al volumen porcentual de producción de cada una de ellas.

d. Determinar el contenido de agua emulsionada mediante análisis de A y S, (tope,

medio y fondo), el valor promedio será el valor inicial a considerarse como

referencia.

41

3.1.6.3 Metodología en la realización de las Pruebas de Botella.

En el siguiente gráfico se visualiza los pasos a seguir en la evaluación de

laboratorio.

GRÁFICA 3.7: PASOS A SEGUIR EN LA EVALUACIÓN DE

LABORATORIO

FUENTE: NEXT


Para cada muestra en estudio, se determinan los siguientes datos:

• Volumen de agua libre separada.

• Calidad del agua.

• Calidad de la interfase crudo – agua.

• Porcentaje de agua emulsionada total remanente.

• Porcentaje de emulsión en la interfase crudo – agua.

42

La eficiencia del tratamiento del crudo para cada dosificación utilizada, se determina de

acuerdo a:

ECUACIÓN 3.1 PORCENTAJE DE EFICIENCIA

% Eficiencia = ((% Agua Inicial - % Agua Final) / % Agua Inicial) x 100



Es importante observar en las gráficas si la química en evaluación causa

sobretratamiento.

GRÁFICA 3.8: PORCENTAJE DE EFICIENCIA DEL TRATAMIENTO

QUÍMICO NORMAL

FUENTE: NEXT


43

GRÁFICA 3.9: PORCENTAJE DE EFICIENCIA DEL TRATAMIENTO

QUÍMICO SOBRE-TRATADO

FUENTE: NEXT


3.1.6.4 Evaluación de Químicas mediante el Dinamic Coalescer.

Este método, permite una simulación más real de las condiciones de campo.

Se basa en darle al fluido una intensidad de mezcla a una velocidad rotacional

controlada, por un tiempo y temperatura definida.

44

GRÁFICA 3.10: DIAGRAMA DEL DINAMIC COALESCER



Para cada segregación de crudo, es necesario determinar las condiciones de operación

en las que se realizarán las pruebas como son:

• Determinación de la velocidad de agitación

• Determinación del tiempo de mezclado.

• Determinación de la dosificación óptima.

La temperatura está fijada por las condiciones de campo.

45

GRÁFICA 3.11: PARÁMETROS DE CONTROL EN EVALUACIONES DE

QUÍMICAS

FUENTE: NEXT


3.1.6.5 Reporte de los resultados de las pruebas.

Se debe iniciar:

1. Identificación del laboratorio

2. Fecha de la evaluación

3. Método utilizado

4. Identificación de la muestra

46

5. Condiciones iniciales como Gravedad API, % agua libre, % de agua

emulsionada, temperatura de campo, sitio de muestreo y si se trata o no de

una muestra compuesta.

TABLA 3.2: TABLA DE REPORTE DE RESULTADOS DE LAS PRUEBAS DE

BOTELLA

FUENTE: FORMULACIÓN Y FABRICACIÓN DE EMULSIONES PARA OBTENER LAS

PROPIEDADES DESEADAS.


3.1.7 Medición de la estabilidad

La única medida realmente absoluta de la estabilidad de una emulsión 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 en

el tiempo. Desde el punto de vista experimental, tal medición implica bien sea que se

tome una muestra o que se diluya el sistema completo con un gran exceso de fase

47

externa. El resultado del primer método depende considerablemente de la posición del

muestreo y el segundo puede emplearse solo una 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 sistema 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 les

da una buena interpretación. La gráfica 3.5 indica la fracción de volumen coalescido en

función del tiempo. Esta curva posee una forma sigmoidea, la cual es característica de

un proceso con varias etapas. Durante un cierto período inicial no se separa ningún tipo

de volumen, este periodo 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

importante y puede producir un efecto notable de retraso en el proceso de coalescencia.

Cuando las películas intergotas llegan a alcanzar un espesor del orden de 200 Å son

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

un volumen de fase separado. Esta etapa corresponde a la parte ascendiente de la curva,

cuya forma sigmoidea puede interpretarse como la función acumulativa de una

distribución normal o log-normal, lo que no es de extrañar por el carácter aleatorio del

proceso de ruptura.

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

tiempo requerido para que coalescan la mitad (u otra fracción) del volumen de fase

interna, por ejemplo, el tiempo en el cual Vc/V∞ = 1/2 ó 2/3, siendo Vc el volumen

48

coalescido y V∞ el volumen total o fijado usado como referencia, como se muestra en la

gráfica 3.6.

GRÁFICA 3.5: FRACCIÓN DE VOLUMEN COALESCIDO O CLARIFICADO

EN FUNCIÓN DEL TIEMPO.

FUENTE: . Proceedings of SPE Oilfield Chemical International Symposium


GRÁFICA 3.6: VARIACIÓN DE LA ESTABILIDAD DE LA EMULSIÓN W/O

EN FUNCIÓN DE LA CONCENTRACIÓN DEL DESHIDRATANTE PARA LA

COALESCENCIA DE 2/3 DEL VOLUMEN FIJADO V.

FUENTE: . Proceedings of SPE Oilfield Chemical International Symposium


49

3.1.8 Cinética de adsorción de los surfactantes deshidratantes

La adsorción de un surfactante en una superficie gas-líquido o una interfase líquido-

líquido produce una reducción de la tensión interfacial, que favorece tanto la

deformación y la ruptura de la interfase, como la formación de sistemas dispersos

(emulsiones o espumas), o la movilización del petróleo residual en la recuperación

mejorada de crudos, entre otros fenómenos de gran interés industrial.

Midiendo la evolución de la tensión interfacial en función del tiempo para sistemas

SOW (surfactante-aceite-agua) se puede obtener importante información sobre la

cinética de adsorción del surfactante deshidratante y su influencia en la estabilidad de la

emulsión.

Los efectos cinéticos más importantes en la ruptura de emulsiones son:

1. El producto más eficaz para una formulación en SAD = 0 parece ser aquél que se

adsorbe más rápido en la interfase para bajar la tensión interfacial.

2. La transferencia de masa del deshidratante hidrofílico desde el aceite hacia la

interfase depende de:

• Su peso molecular y estructura

• La fuerza motriz

• Calidad de la formulación (tensión interfacial)

• Presencia de aditivos acelerador de transferencia.

La eficiencia de una variedad de surfactantes puede ser comparada en función de un

nuevo parámetro denominado tiempo característico. Mientras más pequeño es el valor,

más rápido se alcanza el equilibrio. Sí el coeficiente de difusión varía débilmente para

50

surfactantes de tamaño similar, las diferencias en la velocidad de adsorción pueden ser

atribuidas a la profundidad de adsorción; la cual está determinada por las isotermas de

adsorción al equilibrio.

3.1.9 Sinergismo entre los surfactantes y aditivos químicos

El estudio de los efectos sinergéticos de los aditivos químicos es de gran importancia en

las operaciones de producción en la industria petrolera, lo cual ha recibido

recientemente atención debido al incremento de las restricciones ambientales y de los

costos de producción en los cuales el uso de aditivos químicos juega un papel

importante. (VER ANEXO 3)

Los aditivos químicos son utilizados para combatir varios problemas operacionales tales

como corrosión, presencia de espumas y formación de emulsiones no deseadas. Aunque

se ha encontrado que la química puede ser efectiva cuando se usa sola, no hay garantía

que tenga un buen rendimiento cuando están presentes como parte de un coctel de

aditivos en la producción de fluidos que entran al separador primario. Poco es conocido

acerca de las interacciones entre estos aditivos químicos y sus efectos en la separación

de las fases gas/aceite/agua.

Yang et al. investigaron la manera en la cual los aditivos químicos interactúan y sus

efectos sobre la estabilidad de emulsiones con miras a desarrollar estrategias para la

reducción del inventario de químicos.

Ambas mediciones de tensión interfacial y presión superficial han sido suficientemente

aplicadas para identificar las interacciones químicas y/o los efectos sinergéticos entre

los aditivos. Tales efectos fueron encontrados entre desemulsionantes, inhibidores de

corrosión y agentes antiespumantes. Inhibidores de corrosión solubles tanto en agua

51

como en aceite incrementan la estabilidad de la emulsión significativamente. En

cambio, los anti-espumantes tienen poca influencia.

Hay evidencias de efectos sinergéticos entre los surfactantes naturales del petróleo

crudo.

3.1.10 Factores para la selección de un sistema de tratamiento crudo.

Adicionalmente a lo anteriormente expuesto para la selección de un sistema de

tratamiento de crudo adecuado, los siguientes factores forman parte de la selección

definitiva del tratamiento a seguir:

1. Dureza o apretado de la emulsión.

2. Gravedad específica del aceite (crudo pesado, liviano o intermedio) y del agua de

producidos.

3. Cantidad de fluido a ser tratado.

4. Porcentaje de agua presente en la producción.

5. Salinidad del agua presente en la producción

6. Efecto corrosivo del aceite, agua o gas.

7. Tendencia del agua a formar incrustaciones.

8. Tendencia del crudo a formar parafinas.

9. Presencia de agentes emulsificantes en la formación productora.

52

3.1.11 Otras consideraciones del tratamiento del crudo.

• La separación agua/aceite tiene que ver con el rompimiento de la emulsión; se debe

desactivar o eliminar el efecto del producto emulsificante que está formando la

emulsión. Para esto, se pueden utilizar los siguientes procedimientos:

• Utilización de un producto químico que neutralice el efecto emulsificante.

• Utilización de la energía térmica que desactiva o debilita el efecto que está

produciendo la emulsión.

• Adicionalmente, el calor agregado al sistema disminuirá la viscosidad del crudo los

cual ayudará a la separación agua/aceite.

• En general, el sistema de tratamiento deberá tener un tiempo de reposo suficiente

para que las gotas de agua coalescan. En consecuencia, en este proceso deberá haber

consideración de los siguientes parámetros:

‐ Temperatura.

‐ Viscosidad.

‐ Tiempo de reposo.

‐ Dimensionamiento del recipiente.

3.1.12 Pasos para la selección de productos desemulsionante:

1. Se realiza un toma de muestra de crudo emulsionado de campo sin tratar, por cada

una de las empresas suplidoras, y éstas hacen un proceso de selección de sus mejores

productos y los recomiendan a la empresa petrolera.

2. Una vez recibidas las muestras de producto recomendadas por las suplidoras, se

procede a realizar en el laboratorio una prueba de botella, simulando las condiciones

53

dadas en campo, de temperatura de operación y tiempo de reposo, y evaluando la

eficiencia de los productos a diferentes dosificaciones.

Finalmente, se realiza una selección para lo cual se toma en cuenta la concentración

usada, velocidad de separación del agua, contenido de agua remanente en el crudo,

calidad de agua decantada, características de la interfase y precio del producto.

3. Al final del producto seleccionado se evalúa en el campo, ajustando la dosificación a

niveles óptimos.

De acuerdo con los resultados técnico-económicos obtenidos, se define su uso como

sustituto del existente en el sistema o como opción para utilizarlo en caso de

requerimiento.

Existe un procedimiento por el cual debe regirse esta prueba para que sus resultados

sean confiables. Este procedimiento es el siguiente:

1. La muestra debe ser representativa del petróleo emulsionado que va a ser

tratado.

2. La muestra debe ser fresca, y deberá procesarse tan pronto como sea posible.

3. Se deben simular durante la prueba las condiciones de agitación, y temperatura

presentes en el sistema de bombeo de crudo que será utilizado.

3.2 Tratamiento térmico

El tratamiento por calentamiento consiste en el calentamiento del crudo mediante

equipos de intercambio de calor, tales como calentadores de crudo y hornos

54

3.2.1 Calentadores

Los tratadores-calentadores pueden ser de tipo directo e indirecto en función de la forma

en que se aplica el calor.

Dependiendo del tipo de crudo y la temperatura requerida para la deshidratación se

tiene:

3.2.1.1 Tratamiento directo

Se aplica básicamente en crudos pesados que requieran temperaturas de calentamiento

igual o mayores a 180º F la cual se logra haciendo pasar el crudo directamente a través

de calentadores.

GRÁFICA 3.7: SISTEMA DE CALENTADORES DE CRUDOS

FUENTE: MANUAL DE DESHIDRATACIÓN, ING. FAUSTO RAMOS


55

3.2.1.2 Tratamiento indirecto

Se aplica básicamente en crudos medianos o pesados que requieran temperaturas de

calentamiento en el orden de 160ºF se alcanza inyectando agua caliente a la línea de

crudo.

Se utilizan calentadores similares a los anteriores llamados hornos, para el

calentamiento del agua.

En los calentadores de tipo directo el calor es transferido por contacto directo de la

corriente alimentada con la superficie interna del calentador. Aunque este tipo presenta

problemas de sedimentos y de corrosión pueden manejar mayores volúmenes de fluidos

con menor gasto de combustible que los calentadores indirectos. Operan eficientemente

en procesos de baja presión y donde los fluidos manejados no son muy corrosivos. Los

más utilizados son los calentadores de fuego directo con cajas de fuego de tipo vertical,

como se muestra en la gráfica 3.8.

El diseño normal de un calentador tipo vertical cumple las siguientes funciones:

1) Desgasificado de la emulsión de entrada;

2) Remoción de arenas, sedimentos y agua libre previo al calentamiento;

3) Lavado con agua y calentamiento de la emulsión; 4) Coalescencia y asentamiento de

las gotas de agua.

56

GRÁFICA 3.8: COMPONENTES BÁSICOS DE UN CALENTADOR DE

CRUDO A FUEGO DIRECTO: (1) CUERPO DEL CALENTADOR, (2) CAJA

DE FUEGO, (3) VÁLVULA DE VENTEO, (4) TERMO-VÁLVULA, (5)

ELEMENTO SENSOR DE TEMPERATURA, (6) PILOTO, (7) QUEMADOR, (8)

VÁLVULA DE SEGURIDAD, (9) DISCO DE RUPTURA O RESISTENCIA, (10)

DEPURADOR DE GAS, (11) CHIMENEA.



1

9

11

5

6

8

3

10

4

2

7

57

El crudo deshidratado caliente puede ser usado para precalentar la emulsión de entrada

usando un intercambiador de calor. Los calentadores no son recomendables para

remover grandes cantidades de agua libre, debe usarse un separador EAL o FKW.

Las mismas funciones básicas son previstas en un calentador directo tipo horizontal. La

alimentación es parcialmente desgasificada, luego es direccionada hacia la parte de

abajo del equipo para la separación del agua libre y la arena. Después, la alimentación

es calentada y sufre una última desgasificación. Posteriormente, a través de un

distribuidor pasa a un baño de agua para finalmente pasar a la sección de coalescencia

Las partículas sólidas, tales como arena, escama, productos de corrosión se depositarán

en la parte inferior de estos equipos. Si estos sedimentos no son removidos puede causar

los siguientes problemas: 1) Acumularse y ocupar un volumen importante en el

recipiente y eventualmente bloquear la corriente de alimentación;

2) Bloquear la transferencia de calor, ocasionando finalmente el colapso del equipo de

calentamiento;

3) Interferir en los controles de nivel, ánodos, válvulas, medidores y bombas;

4) Asimismo pueden incrementar el crecimiento bacteriano y la velocidad de corrosión.

Para prevenir la deposición de estos sedimentos se pueden instalar “hidrojets” que

operando a 30 psia por arriba de la presión de operación del calentador, removiendo los

sedimentos para su posterior drenado por la parte inferior del recipiente. Otra alternativa

es usar inhibidores de corrosión.

En los calentadores de tipo indirecto el proceso de transferencia de calor se efectúa

mediante un baño de agua caliente, en el cual se encuentra sumergida la tubería que

transporta la emulsión. Este tipo de calentadores disminuye el riesgo de explosión y son

58

utilizados en instalaciones donde es posible recuperar calor, tales como el gas caliente

de salida de las turbinas.

En general el calentamiento ya sea de tipo directo o indirecto tiene las siguientes

ventajas:

1. Reduce la viscosidad de la fase continua: un incremento en la temperatura de 10 °F

baja la viscosidad de la emulsión por un factor de 2.

2. Incrementa el movimiento browniano y la colisión de las gotas de agua para su

coalescencia.

3. Incrementa la diferencia de densidad entre la salmuera y el crudo.

4. Promueve una mejor distribución del desemulsionante.

5. Disuelve las parafinas cristalizadas que le dan estabilidad a las emulsiones.

6. Debilita la película de emulsionante que rodea a las gotas de agua.

Sin embargo el calentamiento presenta las siguientes desventajas:

1. Provoca la migración de los compuestos más volátiles del crudo hacia la fase gas.

Esta pérdida de livianos ocasiona una disminución de volumen del crudo calentado y

una disminución en su gravedad API.

2. Incrementa los costos de combustible.

3. Incrementa los riesgos en las instalaciones.

4. Requieren mayor instrumentación y control.

5. Causa depósitos de coke.

59

3.3 Tratamiento mecánico

El tratamiento mecánico se caracteriza por utilizar equipos de separación estática y

dinámica que permiten la dispersión de las fases de la emulsión y aceleran el proceso de

separación gravitacional.

La utilización de los métodos mecánicos por si solo son muy poco útiles para el

tratamiento de emulsiones, sin embargo unido al tratamiento químico resulta ser

eficientes.

A continuación daremos una breve descripción de los métodos de deshidratación

estática y dinámica con sus respectivos equipos.

3.3.1 Deshidratación estática

Es el método más utilizado en la Industria petrolera, se aplica para ciertos hidrocarburos

como para crudos medianos y pesados.

Se fundamenta básicamente en lograr la deshidratación del crudo, mediante reposo en

Tanques de Almacenamiento.

60

GRÁFICA 3.9: DESHIDRATACIÓN ESTÁTICA DE CRUDOS



3.3.1.1 Tanques de Techo Flotante

Se define como todo tanque donde el techo flota sobre el contenido del mismo,

generalmente se utilizan para crudo liviano, mediano y/o productos refinados como la

gasolina, kerosén y nafta. La principal función de estos tanques es reducir las pérdidas

por evaporación, y el método utilizado para la determinación (del nivel) de crudo es la

medición directa

3.3.1.2 Tanques de Techo Fijo

Se define tanque de techo fijo, a todo tanque cuyo techo esta soldado o unido a las

paredes del mismo y fijado con soportes al piso manteniendo su rigidez.

Estos tanques debido a que el techo esta estacionario, posee un punto de referencia que

no es más que la altura del tubo de aforo y es determinada desde la placa del piso hasta

61

la parte superior de la boca de aforo. En estos tanques, la medición utilizada es la

medición directa

3.3.1.3 Tanques de techo fijo (domo Geodésico) con cubierta flotante.

Los nuevos techo flotantes internos, son construidos en aluminio y se coloca un domo

geodésico como techo fijo del tanque

3.3.1.4 Ventajas con respecto a un Techo Convencional:

• Es un techo auto sostenible, es decir no necesita columna que lo sostenga,

evitando el tener que perforar el techo flotante interno.

• Se construyen en aluminio, lo cual lo hace más liviano.

• Su colocación es sumamente fácil, se arma en el piso del tanque y luego se

procede a subirlo con grúas manuales.

• Se evita trabajo de soldadura en altura.

• Son mucho duraderos que los techos construidos en acero.

62

GRÁFICA 3.10: TIPOS DE TANQUES



Los componentes de los tanques de almacenamiento son:

• Boca de aforo: Abertura sobre el techo del tanque a través del cual se realizan

las medidas y muestras para el aforo.

• Tubo de Aforo: Es un tubo ranurado generalmente de 6 u 8 pulg. de diámetro

utilizado para introducir la cinta de medición

• Punto de Referencia: Es un punto o marca fija situada en la boca de aforo de un

tanque (techo Fijo) o encima de ella, sobre la cual se sostiene la cinta mientras se

practican las medidas

63

• Altura de Referencia: Distancia vertical entre el punto de referencia y el fondo

del tanque o la placa de nivel cero (0) en el fondo del tanque. Esta distancia debe

ser visible en la parte superior del tanque muy cerca de la boca de visita.

• Sistema de Medición Local: Es por cinta esta localizado en el tanque, lo cual

nos permite tener información sobre la medida del crudo que se encuentra en el

tanque, no es la medida oficial. Este sistema de medición tiene incorporados

protección por bajo nivel y protección por alto nivel emitiendo una alarma en

caso de sobre llenado.

• Válvulas de presión y vacío Esta válvulas son necesarias ya que por ellas el

tanque “respira” debido a : Llenado/Vaciado y Altas temperaturas del petróleo

almacenado Normativa referencial para su diseño es el API 2000

Presión de apertura para presión/vacío es de 22 mm H2O.

• Sellos de Techo en Tanques Flotantes, el techo flota sobre el liquido, o sea al

espejo del producto, evitando la formación del espacio vapor, minimizando las

perdidas por evaporación al exterior y reduciendo el daño al medio ambiente

ambiental y el riesgo de mezclas explosivas.

• El artesón Construcción que se realiza dentro del tanque en la cual la succión

queda inmersa dentro de mismo, generalmente su construcción tiene la

siguientes dimensiones, 3 pies de altura x 6 pies de diámetro, su función

64

principal es la de evitar que el tanque succione agua del fondo mientras se

encuentra bombeando .

• Rompe Vórtice. Consiste en construir una campana al final del tubo de succión

con 6 deflectores distante 60 º una de la otra , en el interior del tanque, siendo su

función principal evitar la turbulencia durante el bombeo del tanque.

• Equipo Drenaje Automático. Está compuesto por un sensor crudo agua,

controlador con banda proporcional, válvula de control un registro, la función

principal es que una vez que el tanque reciba producción o transferencia y

alcance un nivel de agua donde se requiera drenar, automáticamente el tanque

comienza a drenar hasta un nivel predeterminado, esta acción debe estar vigilada

por la sala de control para evitar en caso de que el sensor se descalibre el tanque

drene más de lo necesario.

3.3.2 Deshidratación dinámica

Es el proceso mediante el cual la Deshidratación del Crudo se realiza en forma continua

las 24 horas del día.

Generalmente se realiza mediante Tanques de Lavados, en los cuales se mantiene un

colchón de agua, donde el crudo se lava.

65

GRÁFICA 3.11: DESHIDRATACIÓN DINÁMICA DE CRUDOS



Se utiliza en la deshidratación de crudos medianos y crudos pesados hasta de 11 grados

ºAPI

El crudo debe estar tratado química y si se requiere térmicamente de manera que la

emulsión O/W entre en el colchón de agua ya desestabilizada y el lavado sea efectivo.

En un tanque de lavado, se tiene tres zonas bien definidas:

• La Zona Superior correspondiente al crudo deshidratado o en proceso de

deshidratación

• La sección Media o interfase constituida por emulsión.

• La sección inferior constituida por el colchón de agua.

66

GRÁFICA 3.12: SEPARADOR VERTICAL FWKO



Adicionalmente los tanques de lavado, requieren externamente de instalación de

Separadores de Gas.

El gas es un agente perturbador de la separación del agua del crudo dentro del tanque, el

gas al ascender a través de la columna de fluidos, causando turbulencia y arrastre hacia

la superficie las gotas de agua ya desestabilizados.

Su aplicación en crudos pesados requiere de tratamiento térmico.

Son diseñados para una descarga de crido tratado con un contenido de agua igual o

menos a 1%.

67

Su funcionamiento es muy susceptible a cambios en sus variables de control y

operación:

• Variación de la temperatura del crudo

• Nivel del colchón de agua

• Incremento en la velocidad de llenado del tanque

Debido a esto se requiere del uso de tanques de almacenamiento que reciban la descarga

de crudo del tanque de lavado.

En los tanques de lavado, es común:

• Formación de canales preferenciales

• Zonas muertas dentro del tanque

El asentamiento gravitacional se lleva a cabo en grandes recipientes llamados tanques,

sedimentadores, tanques de lavado, “gun barrels” y eliminadores de agua libre (EAL ó

“Free Water Knock-out FWK”). Los eliminadores de agua libre (EAL) son utilizados

solamente para remover grandes cantidades de agua que es producida en la corriente,

pero que no está emulsionada y se asienta fácilmente en menos de 5-20 minutos. El

crudo de salida de un EAL todavía contiene desde 1 hasta 30 % de agua emulsionada.

68

GRÁFICA 3.13: SEPARADOR HORIZONTAL FWKO



En el interior de estos recipientes que son de simple construcción y operación, se

encuentran bafles para direccionar el flujo y platos de coalescencia. El agua es removida

por la fuerza de gravedad y esta remoción provoca ahorros en el uso de combustible de

los calentadores. Un calentador requiere de 350 Btu para calentar un barril de agua en

1°F, pero solamente requiere 150 Btu para calentar 1 barril de crudo en 1°F. El

calentamiento de agua, aparte de que es un desperdicio de energía provoca problemas de

incrustación y requiere del uso adicional de tratamiento químico muy costoso para

prevenir la incrustación.

69

Los eliminadores de agua libre (EAL), no son lo mejor ya que ellos solo remueven el

agua libre. Están protegidos por ánodos de sacrificio y por aditivos para prevenir la

corrosión por el efecto del agua de sal.

Otro sistema que es importante mencionar son los tanques de lavado o comúnmente

llamados “Gun Barrels”. Estos recipientes usualmente operan con media parte de agua

(colchón de agua) y la otra parte lo cubre el petróleo. Su funcionamiento consiste en que

la emulsión entra al área de desgasificación, donde se produce la liberación del gas

remanente a través del sistema de venteo.

Seguidamente, la fase líquida desciende por el tubo desgasificador y entra a la zona del

agua de lavado a través de un distribuidor, que se encarga de esparcir la emulsión lo

más finamente posible a fin de aumentar el área de contacto entre el agua de lavado y la

emulsión, favoreciendo así la coalescencia de las partículas de agua. La emulsión fluye

a través del agua en el interior del tanque de lavado siguiendo la trayectoria forzada por

bafles internos que permiten incrementar el tiempo de residencia. El petróleo por ser

más liviano que la emulsión asciende pasando a formar parte de la zona correspondiente

al petróleo deshidratado.

Este proceso de deshidratación se ve afectado por altas velocidades de flujo, exceso de

gas, descensos en la temperatura del fluido y recuperación de emulsiones envejecidas;

por lo tanto, la eficiencia del mismo depende del control total de estas variables. Tienen

un tiempo de residencia entre 3 a 36 horas. Entre los equipos más utilizados por la

industria petrolera se mencionan los tanques de lavado de tipo helicoidal, los de tipo

rasurado, concéntrico o araña.

70

En la siguiente gráfica 3.14 podemos verificar el tiempo en el cual se tardaría en

terminar el proceso de deshidratado del crudo mediante el método de tratamiento

mecánico.

GRÁFICA 3.14: SECUENCIA DE DESHIDRATACIÓN POR ASENTAMIENTO



CAPÍTULO IV

71

CAPÍTULO IV

4. TRATAMIENTO ELÉCTRICO

Los procesos de deshidratación electrostática consisten en someter la emulsión a un

campo eléctrico intenso, generado por la aplicación de un alto voltaje entre dos

electrodos. Este dispositivo, generalmente tiene características similares a los de los

equipos de separación mecánica presurizados, añadiendo a éstos el sistema de

electrodos y de generación de alto voltaje. La aplicación del campo eléctrico sobre la

emulsión induce a la formación de dipolos eléctricos en las gotas de agua como indica

la figura 4.1, lo que origina una atracción entre ellas, incrementando su contacto y su

posterior coalescencia. Como efecto final se obtiene un aumento del tamaño de las

gotas, lo que permite la sedimentación por gravedad.

4.1 Partes de un deshidratador electrostático

Un deshidratador electrostático está dividido en 3 secciones, gráfica 4.2. La primera

sección ocupa aproximadamente el 50% de su longitud y es llamada “Sección de

calentamiento”. La segunda sección es llamada “Sección central o control de nivel” y

esta ocupa por alrededor del 10% de su longitud ubicada adyacente a la sección de

calentamiento. La tercera sección ocupa el 40% de la longitud del deshidratador y es

denominada “Sección de asentamiento” del agua suspendida para producir crudo

limpio. Las parrillas de electrodos de alto voltaje están localizadas en la parte superior

del recipiente, arriba de la interfase agua aceite.

72

GRÁFICA 4.1: MICRO FOTOGRAFÍA DE UNA EMULSIÓN TOMADA A 1200

IMÁGENES POR SEGUNDO

FUENTE: INTERFACIAL PROPERTIES OF THE ASPHALTENE CONSTITUENTS OF CURDE OIL


GRÁFICA 4.2: PARTES DE UN DESHIDRATADOR ELECTROSTÁTICO

FUENTE: CRITERIOS PARA EL DISEÑO CONCEPTUAL DE PROCESOS DE DESHIDRATACIÓN


73

4.2 Principio de la deshidratación electrostática

La deshidratación electroestática consiste en la aplicación de un campo eléctrico, que

induce una orientación polarizada de cargas sobre las moléculas en la superficie de las

gotas de agua.

Los cambios de polaridad del campo eléctrico aplicado ocasionan una alta frecuencia de

choques entre las gotas de agua.

El principio electroestático de coalescencia se basa en la estructura de la molécula de

agua, que corresponde a un campo eléctrico por su configuración.

Se puede interpretar que un extremo es negativo y lo constituyente el átomo de

oxígeno, y que el otro extremo es positivo lo constituyente los átomos de hidrogeno.

La molécula del agua se representa por un modelo triangular donde el ángulo de los

enlaces O-H es de 105 grados aproximadamente, debido al carácter Electronegativo del

Oxígeno.

GRÁFICA 4.3: MODELO TRIANGULAR DE UNA MOLÉCULA DE AGUA



74

Al aplicar un campo eléctrico la gota de agua se hace dipolar, pasando la gota de una

forma esférica a una elipsoidal.

Cuando se produce la elongación para que la gota alcance la forma elipsoidal, se afecta

a la película superficial de la gota lo cual facilita el contacto con gotas vecinas y facilita

la coalescencia de las gotas.

Sin embargo, el efecto más importante radica en el desplazamiento de las cargas

afectadas al ser sometidas a un campo eléctrico.

GRÁFICA 4.4: DESPLAZAMIENTO DE LAS CARGAS AL SER SOMETIDAS

A UN CAMPO ELÉCTRICO.



Permite tratar emulsiones con gotas de agua con diámetros entre 1 a10 micrones o en

orden de magnitud más pequeñas que no pueden distinguirse a simple vista.

75

El campo origina la concentración de cargas, el alargamiento de las gotas de agua en

forma esferoide ovalada y promueve el contacto agua/agua por el estiramiento del

material “interfacial” en los polos de las gotas.

Los gradientes que generalmente se aplican tienen una variación entre 0.5 a 5.0 Kv/cm.

Gradientes fuera de este rango, conducen a una disminución marcada de la eficiencia

del tratamiento.

Cuando una gota crece se acerca a un tamaño critico en y recibe gradientes

innecesariamente más altos, estos disipan la fuerza y ocasionan la ruptura de las gotas

más grandes.

GRÁFICA 4.5: GOTA DISPERSANDO DENTRO DE UN CAMPO

CONCENTRADO



Actúa en campo eléctrico de dipolos inducidos, es operativa en cualquiera de los

sistemas eléctricos A.C o D.C, y ocurre en el espacio abierto de los electrodos. En el

76

sistema A.C. (corriente alterna) tiene la ventaja de un costo menos en el equipo

abastecedor de fuerza y en la estructura de los electrodos.

GRÁFICA 4.6: COALESCENCIA POR PROCESO ELECTROSTÁTICO



Para aumentar el porcentaje de coalescencia, la viscosidad del petróleo se reduce por

calentamiento.

El calentamiento puede originar la vaporización de fases aceitosas, que pueden interferir

en el asentamiento del líquido y originar mal funcionamiento eléctrico del sistema, esto

se puede prevenir por medio de presión en el tanque tratador.

77

GRÁFICA 4.7: DESHIDRATADOR ELECTROSTÁTICO CON

CALENTAMIENTO



4.3 Acción del campo eléctrico de un deshidratador electrostático

Las gotas de agua (conductivas) dispersas en la fase continua aceite (no conductivo)

sometidas a un campo eléctrico, son forzadas a unirse por uno de los tres fenómenos

siguientes:

1. Las gotas de agua se polarizan y tienden a alinearse entre sí, por lo opuesto de sus

cargas.

2. Debido a una carga inducida, las gotas de agua con atraídas a uno de los electrodos,

donde se reúnen y coalescen como sigue:

• En un campo de corriente alterna (CA) las gotas vibran, se juntan y coalescen.

• En un campo de corriente directa (CD), las pequeñas gotas de agua tienden a

reunirse en los electrodos, formando gotas cada vez más grandes hasta que se

precipitan por gravedad.

78

3. El campo eléctrico tiende a distorsionar y debilitar la película envolvente de la gota

de agua hasta que se rompe, quedando el agua libre y lista para precipitarse.

Los equipos tratadores electrostáticos son equipados con un mecanismo externo

especial para ajustar el gradiente de voltaje del campo eléctrico, ya que por experiencia

se ha demostrado que debido a un cambio en las condiciones de producción, se puede

generar un efecto contrario y formar una emulsión más fuerte, lo cual requiere un ajuste

del campo eléctrico a las nuevas condiciones de producción.

4.4 Comparación entre los procesos de deshidratación mecánico y eléctrico

A continuación vamos a realizar una comparación entre los procesos de deshidratación

mediante tanques de lavado y el uso de tratadores electroestáticos:

‐ Gravedad API: los tanques de lavado se usan para gravedades igual o mayor a

12 grados API; los separadores electroestáticos son utilizados en rangos amplios

entre 10 a 120 grados API

‐ Tiempo de residencia: en los tanques de lavado varía entre 4 a36 horas versus 1

a 3 horas en tratadores electroestáticos.

‐ Coalescencia:

a) En los tanques de lavado la coalescencia se logra mediante uso de

demulsificantes, variación de temperatura y el lavado del crudo en el colchón

de agua.

79

b) En los tratadores electroestáticos la coalescencia se logra básicamente por el

efecto del campo electroestático, aunque se pueden aumentar mediante el

uso de demulsificantes y aplicación de calor.

‐ Espacio requerido: los tanques de lavado requieren espacios considerablemente

mayores que lo ocupados por los tratadores electroestáticos

‐ Costos de inversión: los costos de inversión del equipo electroestáticos, así

como los gastos de energía son mayores que los correspondientes a los tanques

de lavado.

‐ Perdidas de fracciones livianas: son mayores en los tanques de lavado quienes

operan a presión atmosféricas.

‐ Consumo de demulsificantes: el requerimiento o consumo de productos

demulsificantes es menos en los tratadores electroestáticos.

‐ Aislantes térmicos: los tratadores electroestáticos trabajan a muy altas

temperaturas, por lo cual requieren del uso de aislantes térmicos, los tanques de

lavado por lo general no usan aislantes térmicos o su uso no es esencial.

‐ Personal de supervisión: la deshidratación electroestática requiere de

supervisión especializada, no así los tanques de lavado, quienes requieren de

supervisión, pero la misma no se requiere que sea especializada.

80

4.5 Ventajas de un deshidratador electrostático

Entre las ventajas que posee los deshidratadores electrostáticos en comparación con los

sistemas de tanques de lavado es que son menos afectados en su operación por las

características de los crudos (densidad, viscosidad), agua o agentes emulsionantes,

ofrecen mayor flexibilidad, el tiempo de residencia asociado es relativamente corto y

por otra parte, son de menor dimensión. (VER ANEXO 4). Además, con el tratamiento

electrostático se obtiene una mejor calidad del agua separada y una mayor flexibilidad

en cuanto a las fluctuaciones o variaciones en los volúmenes de producción.

Estos equipos se utilizan cuando la velocidad de asentamiento por gravedad es muy

lenta, dada por la Ley de Stokes. Por ejemplo una gota de agua de 20 micras de

diámetro en un crudo de 33 °API a 100 °F y una viscosidad de 6,5 cp se asienta a una

velocidad de 0,07 ft/hr.

Como la molécula de agua es polar, el campo eléctrico incrementa la coalescencia de las

gotas dispersas en el aceite por dos mecanismos que actúan simultáneamente:

1. Sometidas a un campo electrostático, las gotas de agua adquieren una carga

eléctrica neta.

2. La distribución al azar de las gotas de agua en el seno del aceite al pasar por el

campo electrostático se alinean con su carga positiva orientada al electrodo

cargado (negativo).

81

Estas fuerzas de atracción electrostática pueden ser mucho más grandes que la fuerza de

gravedad presente. La relación de fuerza electrostática con la fuerza de gravedad es de

aproximadamente de 1.000 para gotas de agua de 4 micras de diámetro en crudo de 20°

API expuesto a un gradiente eléctrico típico de 5 kilovoltios/pulgada.

4.6 Factores intervinientes para el uso del deshidratador electrostático

Los tratadores electrostáticos son usados generalmente cuando existen las siguientes

circunstancias:

• Cuando el gas combustible para calentar la emulsión no está disponible o es muy

costoso.

• Cuando la pérdida de gravedad API es económicamente importante.

• Cuando grandes volúmenes de crudo deben ser tratados en una planta a través de

un número mínimo de recipientes.

Otras ventajas del tratamiento electrostáticos son:

• La emulsión puede ser rota a temperaturas muy por abajo que la que requieren

los tratadores-calentadores.

• Debido a que sus recipientes son mucho más pequeños que los calentadores,

eliminadores de agua libre y gun-barrels, son ideales para plataformas petroleras

marinas.

82

• Pueden remover mayor cantidad de agua que otros tratadores.

• Las bajas temperaturas de tratamiento provocan menores problemas de corrosión

e incrustación.

4.7 Procedimiento de diseño de un deshidratador electrostático

• Hallar la viscosidad del crudo a la entrada del tratador

ECUACIÓN 4.1: VISCOSIDAD DE ENTRADA DEL TRATADOR

FUENTE: SHELL. “OIL HANDLING AND TREATING HANDBOOK”


Donde:

µO : Viscosidad del aceite, (cp)

T : Temperatura del aceite, (ºF)

z = 3.0324 – 0.02023 G

G: Gravedad específica del aceite, ºAPI

110 −≈ xoµ

83

O por medio de la siguiente gráfica:

GRÁFICA 4.8: TEMPERATURA EN FUNCIÓN A LA VISCOSIDAD DEL

ACEITE



• Hallar la velocidad de flujo que manejarían las parrillas con cada tipo de

corriente

ECUACIÓN 4.2: VELOCIDAD DE FLUJO DE PARRILLAS

6.0

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛ ∆==

o

o CA

Qvµρ



84

Donde

Qo = Tasa de flujo de aceite, (m3/s)

A = Área optima de las parrillas, (m2)

µο = Viscosidad del crudo, (Pa*s)

∆ρ = Diferencia de densidad entre el agua y el aceite, (Kg/m3)

C = Constante que depende del tipo de corriente. (m3/s2)

• Elegir el tipo de corriente con el que vamos a trabajar

‐ Constante C para corriente Directa:

18.5 exp -6

‐ Constante C para corriente Alterna:

23 exp -6

‐ Constante C para sistema AC/DC:

28 exp -6

• Hallar el área optima de las parrillas para el tratamiento del crudo.

ECUACIÓN 4.3: ÁREA ÓPTIMA DE LAS PARRILLAS



Donde

Qo = Tasa de flujo de aceite, (m3/s)

v = Velocidad de flujo, (m2/s)

vQA o=

85

• Determinar el tipo de emulsión que se tiene en la entrada al tratador de acuerdo a

la siguiente gráfica y a la siguiente tabla.

GRÁFICA 4.9: VISCOSIDAD DEL ACEITE EN FUNCIÓN AL DIÁMETRO DE

LAS GOTAS DE AGUA



Con lo que podemos determinar que:

86

TABLA 4.1: DATOS TEMPERATURA EN FUNCIÓN A LA VISCOSIDAD DEL

ACEITE

Tipo de Emulsión

Diámetro de gotas

(Micrones)

Emulsión Fácil 150

Emulsión Moderada 100

Emulsión Fuerte 60



• Determinar la temperatura del tratamiento de acuerdo a la siguiente tabla.

TABLA 4.2: DATOS TIPO DE EMULSIÓN EN FUNCIÓN A LA

TEMPERATURA

Tipo de Emulsión

Temperatura

ºC

Emulsión Fácil 30 – 38

Emulsión Moderada 38 - 45

Emulsión Fuerte 45 - 60



• Determinar el calor necesario para aumentar la temperatura del fluido hasta la de

tratamiento.

87

ECUACIÓN 4.4: CALOR NECESARIO PARA AUMENTAR LA TEMPERATURA DEL FLUIDO



DONDE

q = Calor, (Kj/s)

Qo = Tasa de flujo de aceite, (m3)

∆T = Incremento de temperatura, (ºC)

Cp = Calor Específico, (Kj / Kg ºC)

ρo = Densidad del aceite, (Kg/m3)

4.8 Ejemplo de diseño de un tratador termo-electrostático

DATOS

Gravedad del aceite = 26ºAPI,

ρo = 898 Kg/m3

ρw = 1040 Kg/m3

Flujo de aceite = 7500 BPD (0.014 m3/s)

Temperatura de entrada = 90ºF (32 ºC)

TCpQq oo ∆≈ *** ρ

88

1. Se halla la viscosidad del crudo a la entrada del tratador

De la gráfica, con T = 90 ºF y G = 26ºAPI tenemos:

µ = 79 cp (0.079 Pa*s)

2. Se halla la velocidad de flujo que manejarían las parrillas

DCACsmv

ACsmv

DCsmv

/......../10*1.25079.0

898104010*28

......../10*63.20079.0

898104010*23

......./10*5.16079.0

898104010*5.18

46.0

6

46.0

6

46.0

6

−−

−−

−−

=⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −

=

=⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −

=

=⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −

=

89

3. Se halla el área óptima de las parrillas

4. Se determina el tipo de emulsión que se tiene en la entrada al tratador

De la gráfica de viscosidad contra diámetro de gotas de agua se obtiene que:

Por lo tanto de la tabla determinamos que se trabaja con un tipo de emulsión fuerte.

DCACmv

QA

ACmv

QA

DCmv

QA

o

o

o

/......57.510*1.25

014.0

......78.610*63.20

014.0

......48.810*5.16

014.0

24

24

24

===

===

===

−

−

−

100<dm

90

5. Se determina la temperatura del tratamiento

Tipo de Emulsión

Temperatura

ºC

Emulsión Fácil 30 – 38

Emulsión Moderada 38 - 45

Emulsión Fuerte 45 - 60

Escogemos como temperatura de tratamiento 55 ºC.

6. Determinar el calor necesario para aumentar la temperatura

Para este caso se podría instalar un tratador con las siguientes características.

Unidad AC

Longitud total = 5.7 m , (19 ft)

Diámetro = 2.1 m , (84”)

Área de las parrillas = 6.78 m2 , (75.33 ft2)

Transformador de 25 KVA

Tubos de fuego : 520.48 Kj/s

Temperatura de operación = 55 ºC , (131 ºF)

Potencial Aplicado = 20000 voltios

sKjqq

/48.520)3255(*898*8.1*014.0

=−=

CAPÍTULO V

91

CAPÍTULO V

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1 Conclusiones

Un deshidratador electrostático debe combinar entre los procesos físicos, térmicos,

químicos y eléctricos para obtener un mejor resultado y favorecer a la coalescencia.

La dosificación del químico demulsificante se lo debe realizar en el sitio, mediante

pruebas de botella; por medio de la determinación de las condiciones físicas del crudo,

estas son:

• Contenido de agua al ingreso

• Temperatura de ingreso

• Presión de entrada

• Caudal

• Voltaje de la rejillas

• API del crudo

92

La evaluación de la eficiencia del deshidratador electrostático se la determina con el

porcentaje de BSW de salida del equipo, cumpliendo así con el Acuerdo Ministerial Nº

014, artículo 10 literal A, emitido por el Ministerio de Energía y Minas. Dicho

documento inscribe que el porcentaje debe ser menor al 1% para poder ser transportado

a través del SOTE.

Se debe realizar pruebas de laboratorio para la selección de un demulsificante para cada

tipo de crudo, ya que cada químico no actúa cual igual eficiencia en los diferentes tipos

de crudo.

En el presente trabajo se demuestra las ventajas y desventajas de los diferentes

tratamientos de deshidratación, por lo que el operador debe conocer los procedimientos

para poder trabajar con los distintos tipos de crudos y optimizar los resultados.

El proceso de deshidratación estática tiene una duración de 30 a 40 hora, mientras que el

proceso de deshidratación electrostática varía de 1 a 3 horas. Demostrando así su mayor

eficiencia.

93

5.2 Recomendaciones

El personal que trabaja con los diferentes procesos de deshidratación debe estar

constantemente capacitándose, para lograr un correcto manejo de las variables del

proceso que se manifiestan en un deshidratador electrostático.

Difundir el proceso de deshidratación, ya que se debería implementar estos mecanismos

en nuestro país, debido a que la mayoría de los campos son maduros y los fluidos que

extraemos producen alrededor de un 45% de contenido de agua, anteriormente se

producía del 4 al 5%, por lo cual se podía tratar con métodos térmicos y mecánicos.

Actualmente, debido al alto porcentaje de agua que extraemos se debería introducir el

método de deshidratación electrostática, para reducir el contenido BSW y cumplir con

el Acuerdo Ministerial Nº 014, artículo 10 literal A y poder transportar el crudo

producido a través del Sistema de Oleoducto Transecuatoriano (SOTE).

94

GLOSARIO DE TÉRMINOS

A

• AGUA DE FORMACIÓN: Agua que se encuentra conjuntamente con el

petróleo y el gas en los yacimientos de hidrocarburos. Puede tener diferentes

concentraciones de sales minerales.

• AGUA RESIDUAL: Aguas resultantes de la utilización en las actividades

humanas, domésticas o industriales, que se vierten como afluentes.

• API: American Petroleum Institude; organismo que regula los procesos que se

realizan en el campo petrolero mediante normas estandarizadas.

• ASTM: Siglas de la Sociedad Americana de Ensayos y Materiales, organismo

con sede en Estados Unidos de Norteamérica, que entre otras actividades

establece los métodos de ensayo para ser utilizados en los diferentes

laboratorios.

B

• BARRIL: Unidad de medida de volumen para petróleo y derivados; equivales

42 galones americanos o 158.98 litros medidos a 60 ºF y a nivel del mar.

• BARRILES POR DÍA: En términos de producción, el número de barriles de

aceite que produce un pozo en un período de 24 horas, normalmente se toma una

cifra promedio de un período de tiempo largo. (En términos de refinación, el

número de barriles recibidos o la producción de una refinería durante un año,

divididos por trescientos sesenta y cinco días menos el tiempo muerto utilizado

para mantenimiento).

95

• BSW: Contenido de agua y sedimentos que se tiene en un fluido y que se lo

determina por medio de pruebas de laboratorio.

C

• CATALIZADOR: Una substancia que ayuda o promueve una reacción química

sin formar parte del producto final. Hace que la reacción tenga lugar más

rápidamente o a menor temperatura, y permanece sin cambio al final de la

reacción. En procesos industriales, sin embargo, el catalizador debe ser

cambiado periódicamente para mantener una producción económica.

• CIRCULACIÓN DE GAS O RECIRCULACIÓN: Un proceso en el cual el

gas producido es reinyectado al yacimiento después de haberle quitado el

condensado. Esto es para mantener la presión del yacimiento y para impedir que

el condensado se "condense" dentro del yacimiento y después se dificulte

recuperarlo. Esta es llamada condensación retrógrada.

D

• DISTRIBUCIÓN: Después que el gas ha sido procesado, es transportado a

través de gasoductos hasta centros de distribución local, para ser medido y

entregado a los clientes o en nuestro caso va a ser usado como combustible.

• DUCTO: Tubería para el transporte de crudo o gas natural entre dos puntos, ya

sea tierra adentro o tierra afuera.

E

• ESTACIÓN DE CONTROL: Una estación de carga manual es la que permite

la interrupción entre el modo manual y el modo automático de un lazo de

96

control, se puede decir que es la interface del operador con un sistema de

control distribuido y puede relacionarse como estación de control.

• EMULSIÓN: Mezcla de dos líquidos mutuamente inmiscibles, uno de los

cuales está disperse en forma de pequeñísimas gotas en el otro y estabilizado

por un agente emulsionante.

• EVALUACIÓN DEL IMPACTO AMBIENTAL EIA: Evaluación del

impacto de una instalación o actividad sobre el medio ambiente que la rodea,

realizada antes de que el trabajo sobre esa actividad haya comenzado. El estudio

base original, parte clave de este proceso, describe las condiciones originales.

F

• FUNCIÓN: Propósito de o una acción realizada por un instrumento.

G

• GAS LICUADO DE PETRÓLEO: El GLP está compuesto de propano,

butano, o una mezcla de los dos, la cual puede ser total o parcialmente licuada bajo

presión con objeto de facilitar su transporte y almacenamiento. El LPG puede

utilizarse para cocinar, para calefacción o como combustible automotriz.

H

• HIDROCARBURO: Cualquier compuesto o mezcla de compuestos, sólido,

líquido o gas que contiene carbono e hidrógeno (ej.: carbón, aceite crudo

liviano, mediano o pesado, y gas natural).

97

I

• IDENTIFICACIÓN: Secuencia de letras, dígitos o ambos que son usados para

designar un instrumento.

• INSTRUMENTACIÓN: Una colección de instrumentos o sus aplicaciones

para un propósito de observación, medida, control o alguna combinación de

estas.

• INSTRUMENTO: Recurso usado directa o indirectamente para medir y/o

controlar una variable.

L

• LÍNEA DE DESCARGA: Canal o tubo instalado entre las conexiones de la

superficie en la boca del pozo y la zaranda vibratoria a través de la cual pasa el

lodo de perforación en su viaje de vuelta desde el fondo hasta la superficie.

• LÍNEA DE FLUJO: Tubería que va desde el cabezal de un pozo hasta la

estación de recolección. Su objetico es transportar el fluido que sale del pozo

hasta los separadores de la estación de recolección.

M

• MEDIDA: La determinación de la existencia de una magnitud o una variable.

• METANO: La más pequeña de las moléculas de los hidrocarburos, con un

átomo de carbono y cuatro átomos de hidrógeno. Es el componente principal

del gas natural, pero también está presente en las capas de carbón, y es

producido por animales y por la descomposición de los vegetales. Es un gas

98

ligero, sin color, sin olor y flamable bajo condiciones normales. El metano es el

primer miembro en la serie de alcanos (parafinas). A presión atmosférica se

licúa a -162°C.

O

• OPERADOR: Compañía, organización o persona con autoridad legal para

perforar pozos y extraer hidrocarburos. Puede emplearse un contratista de

perforación para llevar a cabo la perforación en sí. El operador es con

frecuencia parte de un consorcio y actúa a nombre de este.

P

• PARAFINA: Material sólido o semisólido derivado de destilados o residuos; se

emplea para distintos propósitos incluyendo velas y encerados.

• PETRÓLEO: Nombre genérico para hidrocarburos, incluyendo petróleo crudo,

gas natural y líquidos del gas natural. El nombre se deriva del Latín, óleum,

presente en forma natural en rocas, petra.

• PANEL MONTADO: Término aplicado a un instrumento montado en un panel

o consola y es accesible para el uso normal de un operador.

• PODER CALORÍFICO: La cantidad de calor producido por la combustión

completa de un combustible. Puede ser medido seco o saturado con vapor de

agua; y neto o bruto. ("Bruto" significa que el agua producida durante la

combustión ha sido condensada en líquido, liberando así su calor latente;

99

"Neto" significa que el agua permanece como vapor). La convención general es

llamarle seco ó bruto.

• PROCESO: Una operación o secuencia de operaciones envueltas en cambios

de energía, estado, composición y dimensión.

• PROGRAMA: Una secuencia repetitiva de acciones que definen el estatus de

salida como una relación a un set de entradas.

R

• REFINERÍA: Complejo de instalaciones en el que el petróleo crudo se separa

en fracciones ligeras y pesadas, las cuales se convierten en productos

aprovechables o insumos.

• RESIDUO: Los componentes pesados, no volátiles, del crudo que fluyen del

fondo de la columna de fraccionamiento durante la destilación fraccionada.

S

• SENSOR: Parte de un circuito o instrumento que primero detecta el valor de

una variable de proceso, y que asume un estado de salida correspondiente,

predeterminado e intangible.

• SISTEMA DE CONTROL DISTRIBUIDO: Sistema el cual, esta siendo

integrado funcionalmente, consiste de subsistemas los cuales son físicamente

separados y remotamente localizados uno de otro.

• SWITCH: Instrumento que conecta y desconecta, selecciona o transfiere uno o

más circuitos.

100

T

• TANQUES DE ALMACENAMIENTO: Grandes depósitos metálicos,

construidos de acero soldado, que se utilizan para guardar crudo o derivados.

• TANQUES DE LAVADO: El los tanques de lavado se separa el agua del

aceite por diferencia de densidades; el agua se drena a una piscina y el aceite se

pasa a, un tanque de mayor capacidad, denominado de surgencia, donde se

almacena el crudo producido del campo, libre de gas y agua.

• TRANSPORTE: Acción de trasladar crudo y derivados a través de varios

sistemas; por ductos, autotanques y buques tanque.

U

• UNIDAD TÉRMICA BRITÁNICA (BTU): La cantidad de calor requerido

para elevar la temperatura de una libra de agua en un grado Fahrenheit.

V

• VARIABLE DEL PROCESO: Cualquier variable perteneciente a un proceso,

en esta norma se aplica para todas las variables que no sean de señales de

instrumentación.

• VISCOSIDAD: Pegajoso, esto es: la resistencia de un líquido al movimiento o

flujo; normalmente se abate al elevar la temperatura.

101

BIBLIOGRAFÍA

1. BLECHER, RAÚL. Emulsiones, Teoría y Práctica Madrid 7 Editorial, 1980.

2. BUECHE, Frederick J. Física General, México, McGraw Hill Latinoamericana

Editores S.A.2001.

3. CONSULTORES OCCIDENTALES, S.A. (1986). Manual de Operaciones Crudo y

Planta de Tratamiento de Agua y Cieno; Estación Principal F-6 de Tía Juana:

MARAVEN.

4. CORPOVEN (1989). Tratamiento de Crudos, San Tomé.

5. INAPET (1979). Manual sobre Deshidratación de Crudo.

6. LOWD J.D., Coggins R.W. Dehydratation and desalting of crude oil streams in the

production field. American Society of Mechanical Engineers, 22nd Annual

Petroleum Mechanical Engineerig Conf., Sep. 17-20, USA (1967).

7. MARAVEN (1989). Manual de Operaciones. Patio de Tanques Lagunillas.

8. MARAVEN (Julio 1986). Normas y procedimientos Administrativos. Gerencia de

Ingeniería de Desarrollo. División de Operaciones de Producción.

9. MATERIA DE TRANSPORTE Y ALMACENAMIENTO. Ing. Fausto Ramos.

10. PETROECUADOR. Petrocapacitación, “El petróleo en el Ecuador”.

11. PETROECUADOR. Petrocapacitación, “Glosario de Términos de la Industria

Petrolera”

12. SALAGER J.L. Formulación, Composición y Fabricación de emulsiones para

obtener las propiedades deseadas. Estado del Arte. Parte A: Introducción y

conceptos de formulación fisicoquímica. Cuaderno FIRP 747-A, Módulo de

enseñanza en Fenómenos Interfaciales, Laboratorio FIRP, Universidad de los

Andes, Mérida (1999).

ANEXOS

102

ANEXOS

ANEXO 1

ACUERDO MINISTERIAL No. 014

EL MINISTRO DE ENERGÍA Y MINAS

Considerando:

Que los artículos 244, numeral 7 y 247 de la Constitución Política de la República del Ecuador disponen que es deber del Estado Ecuatoriano explotar racionalmente sus recursos naturales no renovables, en función de los intereses nacionales, de manera directa o con la participación del sector privado;

Que mediante Acuerdo Ministerial No. 389 de 28 de febrero de 1990, publicado en el Registro Oficial No. 387 de 2 de marzo de 1990, esta Secretaría de Estado emitió las disposiciones para el transporte del petróleo crudo producido en los campos de la Región Amazónica, a través del Sistema del Oleoducto Transecuatoriano Lago Agrio- Esmeraldas, SOTE;

Que con Decreto Ejecutivo No. 2954, publicado en el Registro Oficial No. 639 de 13 de agosto del 2002, se derogó el Acuerdo Ministerial No. 389, mencionado;

Que es necesario dictar nuevas disposiciones inherentes al transporte de petróleo crudo por los sistemas de oleoductos, como el SOTE, RODA cuya operación se encuentre a cargo de PETROECUADOR, a fin de garantizar un óptimo y permanente servicio a los usuarios;

Que se debe establecer las normas respectivas que regulan esta fase de la actividad hidrocarburífera, dada la diferencia de calidad del petróleo crudo, procedente de los campos de la Región Amazónica Ecuatoriana, así como, el grado de complejidad que demanda la operación del transporte de este recurso natural a través de los sistemas de oleoductos, Oleoducto Transecuatoriano y la Red de Oleoductos del Distrito Amazónico;

Que los artículos 6 y 9 de la Ley de Hidrocarburos establecen que al Ministerio del ramo le corresponde la formulación, ejecución de la política de hidrocarburos y la aplicación de la citada ley, para lo cual está facultado para dictar los reglamentos y disposiciones que se requieren;

Que el artículo 10 del Reglamento Sustitutivo del Reglamento de Operaciones Hidrocarburíferas establece que en las operaciones hidrocarburíferas, se debe aplicar entre otras normas, las del Manual of Petroleum Measurement Standards;

103

Que la Dirección Nacional de Hidrocarburos mediante memorando No. 1558 DNH-TA 0709 del 8 de octubre del 2003 somete a consideración de la Dirección de Procuraduría Ministerial el Reglamento para el transporte de petróleo crudo a través del Sistema de Oleoducto Transecuatoriano y la Red de Oleoductos del Distrito Amazónico;

Que la Dirección de Procuraduría Ministerial con memorando No. 817-DPM-AJ de 19 de noviembre del 2003, emitió informe favorable para la expedición del Reglamento para el transporte de petróleo crudo a través del Sistema de Oleoducto Transecuatoriano y la Red de Oleoductos del Distrito Amazónico;

Que la Dirección Nacional de Hidrocarburos con memorando No. 2012 DNH-TA-898 de 30 de diciembre del 2003 recomienda la expedición del Reglamento para el transporte de petróleo crudo a través del Sistema de Oleoducto Transecuatoriano y la Red de Oleoductos del Distrito Amazónico; y,

En ejercicio de la facultad conferida por el artículo 179, numeral 6 de la Constitución Política de la República del Ecuador, los artículos 6 y 9 de la Ley de Hidrocarburos y el artículo 17 del Estatuto del Régimen Jurídico y Administrativo de la Función Ejecutiva,

Acuerda:

Expedir el siguiente Reglamento pare el transporte del petróleo crudo a través del Sistema de Oleoducto Transecuatoriano y la Red de Oleoductos del Distrito Amazónico.

Art. 10.- El petróleo crudo producido por los usuarios no podrá ser recibido y/o transportado por las operadoras de existir una o más de las siguientes causas comprobadas por las operadoras o la DNH.

a) Cuando tenga más del 1% de agua y sedimentos (BS&W);

b) Cuando tenga sustancias y/o posea características que pudieran dañar las instalaciones de transporte y almacenamiento o interferir con el adecuado funcionamiento de las instalaciones, de conformidad con las prácticas normales de la industria petrolera;

c) Cuando la gravedad API sea menor a los asignados en la correspondiente regulación emitida por la DNH;

d) Cuando existiere orden del Ministerio del ramo que prohíba expresamente el transporte de dicho petróleo;

e) Cuando existan condiciones operativas que impidan su recepción, siempre que no sean de aquellas contempladas en el artículo 15 del presente acuerdo ministerial; y,

f) Cuando la unidad LACT del usuario y las unidades ACT no se encuentren funcionando correctamente, situación que será determinada mediante el control diario de los medidores, conforme a lo establecido en el artículo 7 de este acuerdo.

104

ANEXO 2

DIAGRAMA DE FLUJO CPF

Flujo de entrada

SOTE

105

ANEXO 3

FICHA TÉCNICA DEL DESMULSIFICANTE

EC2425A

DESMULSIFICANTE PARA LA UNIDAD DE CRUDO

Demulsificante para procesos de desalado eléctrico EC2425A es una mezcla

orgánica compleja de surfactantes aniónicos en una base de hidrocarburo

aromático. No contiene ningún halógeno ni metales pesados. Este producto es un

rompedor de emulsión primaria en el desalado sobre un rango amplio de pH.

También es usado para reforzar la deshidratación de petróleo crudo en tanques

de almacenamiento de crudo.

INGREDIENT(S) CAS APROX. %

• 1, 2,4-Trimethylbenzene 95-63-6 1-5

• 2-Ethylhexanol 104-76-7 1-5

• Nafta 64742-94-5 5-10 fuertemente aromática

• Querosén 8008-20-6 5-10

• Luz aromático destilado 64742-95-6 10-30

• Naphthalene 91-20-3 1-5

106

CONTACTO CON OJOS: Puede causar irritación moderada.

CONTACTO SUPERFICIAL: Puede causar irritación moderada.

INGESTIÓN: puede ser dañino 2-Ethylhexanol pueden causar daño más fuerte

al riñón.

INHALACIÓN: Prolongada inhalación de vapor o llovizna puede ser dañina.

SÍNTOMAS DE EXPOSICIÓN:

AGUDO: La Inhalación de concentraciones altas del producto puede causar

náusea, vértigo, vomitó, estupor o inconsciencia.

CRÓNICO: Prolongado contacto superficial con producto puede causar piel

reseca y descamaciones.

Produce irritación y dermatitis.

AGRAVANTE DE CONDICIONES: Una revisión de datos disponibles no

identifica cualquier empeoramiento de condiciones de existencia.

EVALUACIÓN de CÁNCER:

COMENTARIOS: Un estudio del contacto superficial con querosén en ratones

ha producido resultados positivos.

Tumores superficiales. Este estudio no fue informado por o el programa de

toxicología Nacional (NTP) o la Agencia Internacional para la Investigación en

Cáncer (IARC).

107

NALCO 537 DA

DESMULSIFICANTE. Este demulsificante está basado en compuestos

orgánicos complejos del tipo poliéster polimérico, su diseño le permite actuar en

algunos rangos de pH. No en presencia de cloro o arsénico.

Se utiliza para la separación de emulsión agua-crudo, en desaladores eléctricos o

químicos, tratamiento de slop, y emulsiones industriales. En refinería Se utiliza

como Demulsificante en el desalador C-V10, en la Unidad de Crudo.

EMBREAK 2W157

ROMPEDOR DE EMULSION

Minimiza el arrastre de aceite en la salmuera efluente principalmente al separar

crudos pesados.

Incrementa la eficacia de la deshidratación y de remoción de sales de las

desaladoras.

Mantiene elevadas performances de deshidratación en los tanques de crudo.

Ayuda en la obtención de máxima capacidad de producción de una unidad de

destilación, a través del control de la emulsión en la interfase de la desaladora y

tanques, aún bajo condiciones operacionales superiores a las proyectadas.

108

EMBREAK 2W157 es un demulsificante primario soluble en hidrocarburos

desarrollado para elevar la eficacia de la deshidratación y remoción de sales de

petróleo, además de tornar posible el control de aceite en las salmueras de las

desaladoras eléctricas y/o equipos similares.. Embreak 2W157 proporciona una

operación consistente de calidad superior al procesar petróleos de elevado

BS&W y/o al efectuar el procesamiento de aceite slop.

Sus aplicaciones típicas se efectúan en las desaladoras y en los tanques de

petróleo de refinerías que procesan crudos bastante pesados. Embreak 2W157

presenta también una excelente performance en los tratamientos de crudo slop.

111

ANEXO 4

ESPECIFICACIONES OPERACIÓN DESHIDRATADOR ELECTROSTÁTICO

final Franz Mulky 084671912 -...

Documents

Transcript of final Franz Mulky 084671912 -...