separacion crudo.pdf

UNIVERSIDAD TECNOLGICA EQUINOCCIAL FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERA

CARRERA DE INGENIERA DE PETRLEOS

Tesis de Grado Previa a la obtencin del ttulo de

Tecnlogo en Petrleos

TEMA:

SEPARACIN TRIFSICA DE HIDROCARBUROS Y TRATAMIENTO DE EMULSIONES

DIRECTOR DE TESIS: ING. FAUSTO H. JARA

PONENTE: OSWALDO RODRGUEZ

QUITO ECUADOR

2008

DEDICATORIA

A Dios por estar conmigo en cada momento, especialmente en los difciles

momentos.

A Sirle y Oswaldito, mis dos grandes amores, quienes siempre fueron fuente de

motivacin y alegra para seguir adelante en todos mis proyectos y me

impulsaron a no desistir hasta alcanzar la meta.

II

AGRADECIMIENTOS

A mis padres Laura y Francisco, a quienes les debo todo y es gracias a ellos

que estoy aqu. Se que esto es muy poco para todos sus sacrificios, pero

espero que este trabajo les devuelva en parte todo lo que me han dado.

A los profesores que me ensearon tantas cosas en todos estos aos de

estudio.

Al Ing. Martn Morales, Ing. Byron Torres por guiarme en el crecimiento de esta

tesis.

A ambos, gracias por la confianza depositada en m desde el inicio de este

trabajo, por los consejos constantes y por la dedicacin, tanto personal como

profesional, para que este trabajo saliera adelante.

III

TEMARIO

DEDICATORIA................................................................................................... II

AGRADECIMIENTOS ....................................................................................... III

TEMARIO.......................................................................................................... IV

CAPTULO I....................................................................................................... 1 INTRODUCCIN ............................................................................................... 1 1.1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ..................................................... 1

1.2. JUSTIFICACIN DE LA INVESTIGACIN............................................. 1

1.3. OBJETIVOS ............................................................................................ 2

1.3.1. OBJETIVO GENERAL......................................................................... 2

1.3.2. OBJETIVOS CIENTFICOS-TECNOLGICOS ................................... 2

1.3.3. OBJETIVOS ESPECFICOS................................................................ 2

1.4. METODOLOGA DE INVESTIGACIN................................................... 3

1.4.1. DISEO DE INVESTIGACIN ............................................................ 3

1.4.2. MTODOS DE INVESTIGACIN........................................................ 3

1.4.3. TCNICAS DE INVESTIGACIN........................................................ 3

CAPTULO II...................................................................................................... 5 2. MARCO REFERENCIAL............................................................................ 5 2.1. INTRODUCCIN .................................................................................... 5

2.2. TRATAMIENTO DE CAMPO DE CRUDO............................................... 5

2.2.1. Conceptos Fundamentales. ................................................................. 6

2.2.2. La Formacin de las emulsiones. ........................................................ 7

2.2.3. Toma de la muestra de emulsin....................................................... 10

2.3. Fundamentos de la Separacin del Agua y del Aceite .......................... 11

2.3.1. Gravedad ........................................................................................... 11

2.3.2. Agentes qumicos demulsificantes..................................................... 13

2.3.3. Adicin de calor ................................................................................. 14

2.3.4. Campo Elctrico ................................................................................ 20

2.4. Seleccin del proceso y equipo............................................................. 22

2.4.1. Deshidratacin. .................................................................................. 22

2.4.2. Desalado............................................................................................ 23

IV

2.5. Problemas de operacin en plantas de deshidratacin y desalado de

crudos. ............................................................................................................. 30

2.5.1. EQUIPO DE DESHIDRATACIN Y DESALADO DE CRUDOS........ 32

2.5.2. SEPARADORES DE AGUA LIBRE (FREE WATER KNOCKOUT). .. 33

2.5.3. CALENTADORES - TRATADORES (HEATER TREATER) .............. 34

2.5.4. TRATADORES ELECTROSTTICOS............................................... 35

2.6. Fundamentos de la deshidratacin por campo elctrico ....................... 36

2.6.1. Mtodos electrostticos de la resolucin ........................................... 38

2.7. PROCESO DE SEPARACIN DE FASES EN UN SEPARADOR........ 43

2.7.1. FACTORES QUE INTERVIENEN EN LA SEPARACIN.................. 43

2.7.2. TIEMPO DE RESIDENCIA ................................................................ 43

2.7.3. TEMPERATURA................................................................................ 44

2.7.4. PRESIN........................................................................................... 44

2.7.5. CONDICIONES EXTERNAS ............................................................. 45

2.8. CONTROL DE POZOS PRODUCTORES CON ALTO CONTENIDO DE

AGUA 46

2.8.1. Sistemas de Control Convencionales ................................................ 46

2.8.2. Separador Trifsico............................................................................ 46

2.8.3. Sistemas de Colectores Mltiples...................................................... 47

2.8.4. Limitaciones de los Sistemas Convencionales .................................. 48

2.9. PORCENTAJE BSICO DE SEDIMENTOS Y AGUA (BS&W) DE

POZOS PRODUCTORES................................................................................ 49

2.10. CLASIFICACIN DE EMULSIONES................................................. 49

2.10.1. PORCENTAJE BSICO DE SEDIMENTOS Y AGUA (BS&W) DE

LAS LLEGADAS DE LAS ESTACIONES......................................................... 50

2.10.2. MONITOREO DE BS&W DE LOS SEPARADORES, FWKOS,

TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE CRUDO Y DE LA TRANSFERENCIA

50

2.10.3. ANLISIS DE SLIDOS ORGNICOS INORGNICOS ............. 50

2.10.4. ANLISIS DE DISTRIBUCIN DE FLUIDOS ................................ 50

2.10.5. CLCULOS DE TIEMPO DE RESIDENCIA .................................. 51

2.10.6. ANLISIS DE ACEITE EN AGUA .................................................. 51

2.11. ALTERNATIVAS PARA EL TRATAMIENTO QUMICO DE

DESHIDRATACIN DE CRUDO..................................................................... 51

V

2.11.1. ALTERNATIVAS PARA LOS SISTEMAS DE TRATAMIENTO

MECNICO-FSICO Y TRMICO.................................................................... 56

2.12. EMULSIONES ................................................................................... 57

2.12.1. LA FORMACIN DE LA EMULSIN............................................. 57

2.12.2. EMULSIONES DE AGUA EN PETRLEO CRUDO ...................... 58

2.12.3. CAUSAS DE EMULSIONES ESTABLES....................................... 59

2.12.4. ESTABILIDAD Y ROMPIMIENTO DE LA EMULSIN................... 63

2.12.5. PRINCIPIOS PARA LOS TRATAMIENTOS................................... 64

2.12.6. ANLISIS DE LA PRODUCCIN(ESTUDIO DEL SISTEMA) ....... 65

2.12.7. PROBLEMAS ACTUALES DE TRATAMIENTO............................. 66

2.12.8. VELOCIDAD DE ASENTAMIENTO ............................................... 68

2.12.9. PREVENCIN DE LA EMULSIN................................................. 69

2.12.10. LOS TIEMPOS DE RETENCIN PARA LA RESOLUCIN .......... 70

2.13. ESPUMAS ......................................................................................... 71

2.13.1. ESPUMAS EN SISTEMAS DE HIDROCARBUROS: ORIGEN,

CONSECUENCIAS Y SOLUCIONES .............................................................. 71

2.13.2. ESPUMAS DE HIDROCARBUROS: REMOCIN DE GAS EN

SEPARADORES.............................................................................................. 73

2.13.3. FORMACIN DE LA ESPUMA...................................................... 74

2.14. DOSIFICACIN DE QUMICO DEMULSIFICANTE A LA ENTRADA

DE LOS SEPARADORES DE PRODUCCIN DE LA ESTACIN DORINE

BATTERY......................................................................................................... 75

2.14.1. PROCESO QUMICO EN LA SEPARACIN DE

HIDROCARBUROS ......................................................................................... 75

2.14.2. SUSTENTO DE LA DOSIFICACIN DE UN DEMULSIFICANTE . 78

2.14.2.1. RESULTADO QUE SE PREV...................................................... 78

2.14.3. ACCIN QUMICA DESEADA....................................................... 79

2.14.4. TIEMPO DE RESIDENCIA............................................................. 80

2.14.5. EXPECTATIVAS ............................................................................ 80

CAPTULO III................................................................................................... 81 3. PROPUESTA DEL TRATAMIENTO PREVIO PTIMO DEL CRUDO PROVENIENTE DE LAS ESTACIONES DE POZOS PRODUCTORES (WELL-PADS).............................................................................................................. 81 3.1. SITUACIN ACTUAL DEL CAMPO DORINE....................................... 81

VI

3.2. DESCRIPCIN GEOLGICA Y GEOFSICA ....................................... 81

3.3. SITUACIN ACTUAL DEL CAMPO ALICE .......................................... 82

3.4. OBJETIVO............................................................................................. 84

3.5. DESCRIPCIN GEOLGICA Y GEOFSICA ....................................... 84

3.6. PROCESO DE SEPARACIN Y DESHIDRATACIN DE

HIDROCARBUROS ......................................................................................... 85

3.7. CONTROL DE PRODUCCIN ............................................................. 87

3.7.1. ESTACIONES DE POZOS PRODUCTORES (ESTACIONES

SATLITE) ....................................................................................................... 88

3.8. DESCRIPCIN DE LAS ESTACIONES DE POZOS PRODUCTIVOS . 90

3.9. REPORTE DE PRODUCCIN DE CAMPO DORINE........................... 90

3.10. DISPOSICIN Y TRATAMIENTO DE LAS EMULSIONES ............... 94

3.10.1. SOLUCIN DE PROBLEMAS ....................................................... 94

3.10.2. CONTROL DE INTERFASE........................................................... 95

3.10.2.1. Causas de la Placa de Interfase .................................................... 95

3.10.2.2. Qu es un Qumico de Control de Interfase?............................... 96

3.11. DESCRIPCIN DE EQUIPOS DE SEPARACIN DE EMULSIN... 97

3.12. PROBLEMA TCNICO QUE SE PRETENDE RESOLVER .............. 99

3.12.1. MONITOREO DE BS&W.............................................................. 100

3.12.2. BS&W DE POZOS PRODUCTORES .......................................... 100

3.12.3. MONITOREO DE BS&W DE LAS LLEGADAS DE LAS

ESTACIONES................................................................................................ 105


TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE OIL Y DE LA TRANSFERENCIA... 105

3.13. CLASIFICACIN DE EMULSIONES............................................... 106

3.14. ANLISIS DE SLIDOS ORGNICOS INORGNICOS............... 107

3.15. ANLISIS DE DISTRIBUCIN DE FLUIDOS.................................. 107

3.16. CLCULOS DE TIEMPO DE RESIDENCIA .................................... 107

3.17. ANLISIS DE ACEITE EN AGUA.................................................... 108

3.18. MTODOS DE SEPARACIN DE FASES EN ESTACIONES

CONVENCIONALES...................................................................................... 109

3.18.1. POR QU USAR UN SEPARADOR DE ENSAYOS TRIFSICO 110

CAPTULO IV ................................................................................................ 112 4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.......................................... 112

VII

VIII

4.1. CONCLUSIONES................................................................................ 112

4.2. RECOMENDACIONES ....................................................................... 115

BIBLIOGRAFA ............................................................................................. 117 ANEXOS........................................................................................................ 118


CAPTULO I INTRODUCCIN

1.1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA Con el presente trabajo se elaborar un plan de tratamiento ptimo del crudo

proveniente de las Estaciones de Pozos Productores conocidos como (Well

Pads) para minimizar las emulsiones y mejorar el desempeo de los

Deshidratadores de Agua Libre, conocidos como (FWKOS) en las facilidades

de produccin. Este tema surge como consecuencia de la presencia de

emulsiones en el crudo, la misma que afecta directamente en la produccin del

petrleo con un Porcentaje Bsico de Sedimentos y Agua (BS&W) dentro de

los parmetros adecuados.

1.2. JUSTIFICACIN DE LA INVESTIGACIN

Con el presente trabajo se pondr un modelo de tratamiento previo del crudo

proveniente de las Estaciones de Pozos Productores (Well Pads) con la

finalidad de minimizar las emulsiones que se originan en el proceso y a la vez

mejorar el desempeo de los Deshidratadores de Agua Libre (FWKOS) en

produccin.

Con los conocimientos adquiridos y el apoyo de la informacin que se obtiene

navegando por Internet y libros en la que la tecnologa este actualizada se

puede decidir la seleccin de equipos mas adecuados para la adquisicin de

datos y control.

Con este trabajo se pretende transmitir una explicacin mas adecuada para

aquellas personas que van a trabajar en este tipo de instalaciones y que recin

se estn relacionando con este tema.

OSWALDO RODRGUEZ TORRES 1


1.3. OBJETIVOS 1.3.1. OBJETIVO GENERAL El objetivo de la presente investigacin es de presentar un modelo que nos

permita el procesamiento de emulsiones agua-petrleo de gran estabilidad, y

que a partir de una rotura eficiente de las mismas se obtenga fracciones de:

petrleo, agua residual, gas y slidos que puedan ser utilizados sin riesgo

ambiental.

1.3.2. OBJETIVOS CIENTFICOS-TECNOLGICOS

Determinar las causas de formacin de emulsiones y principales agentes, presentes en el petrleo, que brindan gran estabilidad a las mismas.

Encontrar el valor de los parmetros de tratamiento ms eficiente para conseguir la rotura de una dada emulsin.

1.3.3. OBJETIVOS ESPECFICOS

Analizar la informacin de separacin trifsica de hidrocarburos. Investigar sobre la teora de formacin y ruptura de la emulsin. Analizar las alternativas fsicas y qumicas para minimizar las emulsiones. Determinar una alternativa adecuada. Estudiar los fenmenos de a) coalescencia; b) floculacin,; c)

concentracin de emulsiones y el proceso inverso de estabilizacin.



1.4. METODOLOGA DE INVESTIGACIN

1.4.1. DISEO DE INVESTIGACIN

En este estudio se aplicar el tipo de investigacin descriptiva, puesto que lo

que se pretende de alguna manera mediar o cuantificar las variables como se

presentan en la prctica para obtener conclusiones que puedan aplicarse a la

prctica.

1.4.2. MTODOS DE INVESTIGACIN

Mtodo deductivo. Este mtodo lo emplearemos en el inicio de la investigacin pues nos servir de punto de partida para analizar

informacin general con el propsito de orientarla a nuestra

investigacin, especficamente nos referimos a la informacin

bibliogrfica.

Mtodo de anlisis. Este mtodo ser empleado de manera especial para analizar la investigacin de campo y otros factores del ambiente

externo que afectar el desarrollo del proyecto.

Mtodo de sntesis. Este mtodo se aplicar para sintetizar la gran informacin que hemos recopilado anteriormente, esta reunin de

informacin nos permite construir el cuerpo de la tesis.

1.4.3. TCNICAS DE INVESTIGACIN

Existen varias tcnicas, entre las principales y que se utilizarn en esta

investigacin son:

Tcnica de fichaje. Especficamente utilizaremos fichas nemotcnicas y las fichas de documentacin que sirve para pegar recortes de artculos

de peridicos o revistas.



Tcnica bibliogrfica. Utilizaremos la biblioteca, varios libros e enciclopedias.

Tcnica de observacin. Esta tcnica arranca desde el inicio de la investigacin y se desarrollar con mayor nfasis al levantar la

informacin documental.



CAPTULO II

2. MARCO REFERENCIAL 2.1. INTRODUCCIN

El actual problema que se presenta en la separacin del petrleo producido

que aqueja a la industria no ha permitido aumentar el recobro del petrleo y por

el contrario lo ha llevado a una posicin perenne, conformndose como lo que

el equipo actual puede aportar.

En este trabajo se quiere tambin que se obtenga un aporte en la preservacin

del medio ambiente, al lograr utilizar los separadores como trifsicos

automatizados, es decir que se trate los slidos del mismo en forma similar a la

captacin y reutilizacin del gas.

Y el pertinente tratamiento del agua para la reutilizacin, contribuyendo de esta

manera el mejor aprovechamiento de equipos y recursos del Campo Dorine.

Para analizar tambin la optimizacin de la separacin mediante el tratamiento

qumico con la dosificacin adecuada de demulsificante, para la inyeccin en

las Estaciones de Produccin.

2.2. TRATAMIENTO DE CAMPO DE CRUDO En la actualidad dos terceras partes de la produccin mundial de crudo se

obtiene en forma de emulsin, que necesariamente debe ser tratada.

El agua salada fluye con el aceite en forma de baches (ms o menos grandes)

o como pequeas gotas dispersas en forma estable en la masa del aceite. En

el primer caso se trata de una simple mezcla de aceite y agua. En el segundo

de una emulsin.

Los problemas de desemulsificacin de crudos son cada vez ms difciles de

resolver, ya que el aceite producido bajo los modernos mtodos de



recuperacin adquiere un grado mayor de emulsificacin. Los mtodos de

tratamiento de las emulsiones han evolucionado notablemente, desde el simple

reposo en vasijas convencionales hasta la aplicacin de voltajes elctricos

elevados, pasando por los diferentes mtodos mecnicos, trmicos y qumicos.

Generalmente, el tratamiento de las emulsiones se efecta combinando los

efectos gravitacionales, mecnicos, trmicos, qumicos y elctricos. Aunque el

conocimiento de la naturaleza de las emulsiones de agua y aceite ha influido en

el establecimiento de la tecnologa bsica para su tratamiento, los enfoques

empricos para el desarrollo de procesos y productos, en estudios de

laboratorio, plantas piloto e instalaciones de campo siguen siendo factores

decisivos. El desarrollo de productos qumicos que ayudan a la

desemulsificacin, no es la excepcin.

Queda manifiesta la importancia de la deshidratacin y desalado al nivel ms

alto posible, mediante la seleccin apropiada del proceso y equipo de campo.

Si en algn punto del sistema no se obtiene el crudo bajo condiciones

aceptables, debe modificarse o instalarse, la planta de deshidratacin para no

deteriorar el trabajo ya realizado.

2.2.1. Conceptos Fundamentales.

a) EMULSIN: Una emulsin es una mezcla ntima y estable de agua y aceite. Ms rigurosamente, una emulsin en un sistema heterogneo constituido, por

lo menos, por un lquido no miscible disperso ntimamente en otro en forma de

gotas, cuyos dimetros son generalmente mayores de 0.10 micras. La

estabilidad de dicho sistema puede alterarse por medio de agentes activos de

superficie, slidos finamente divididos, etc.

La fase formada por las gotas aisladas se llama fase dispersa o interna. La fase

que forma la matriz en donde las gotas estn suspendidas, se llama fase

continua o externa.



b) TENSIN SUPERFICIAL: La tensin superficial es una propiedad de los lquidos que los distingue de los gases. En el seno de un lquido, las molculas

se atraen entre s estas fuerzas de atraccin, que son una combinacin de

fuerzas de Van Der Waals y de las fuerzas electrostticas que estn en

equilibrio. En la superficie del lquido, estas fuerzas no estn balanceadas ya

que no hay molculas de lquido en la parte superior. La resultante es una

fuerza perpendicular a la superficie. Puede decirse que la superficie del lquido,

por la accin de esta fuerza tiende a contraerse.

c) TENSIN INTERFACIAL: Hasta ahora solamente se han considerado las propiedades entre un lquido y un gas, que puede ser el aire o el vapor del

lquido. De mayor importancia en problemas de deshidratacin, es la existencia

de cierta tensin entre dos lquidos, denominada tensin interfacial.

Cuando dos lquidos no miscibles se ponen en contacto aparece una interfase.

Las fuerzas de atraccin que actan en las molculas de la interfase de los dos

lquidos no estn balanceadas, con el consiguiente desarrollo de una tensin

interfacial.

2.2.2. La Formacin de las emulsiones.

Las emulsiones de aceite y agua son dispersiones de gotas de agua en el

aceite, que se vuelven estables por la accin de algunos materiales presentes

en el aceite. Este tipo de emulsin es el ms comn en la Industria Petrolera.

Rara vez se encuentra la emulsin inversa, donde la fase dispersa es el aceite

y la fase continua o dispersante es el agua.

Para formar una emulsin es necesario, adems del agua y el aceite, la

agitacin y la presencia de un agente emulsificante que estabilice la mezcla.



Los agentes emulsificantes presentes en el aceite son:

9 Asfaltenos. 9 Resinas. 9 Cresoles. 9 Fenoles. 9 cidos orgnicos. 9 Sales metlicas. 9 Sedimentos. 9 Arcillas. 9 Productos de la corrosin. 9 Slidos finamente divididos. Etc.

Cada gota de agua es cubierta por una pelcula de agente emulsificante; las

gotas quedan aisladas entre s tanto fsica como elctricamente. De la

naturaleza de esta pelcula rgida o elstica, depende la estabilidad de la

emulsin. Esta pelcula es el resultado de la adsorcin de los agentes qumicos

emulsificantes polares de alto peso molecular (generalmente asfltenos).

El aspecto microscpico de una emulsin de agua en aceite, se ilustra en la

Fig. VII.l. Las esferas son gotas de agua dispersas en el aceite. El dimetro de

las gotas vara de una micra hasta centenas de micras, aunque la mayora son

de unas 10 micras.

Los cambios en el pH de la fase acuosa afectan la naturaleza de la pelcula en

forma considerable (Tabla VII.l); Siendo inestables a un pH de 10.5.

Otros factores que afectan la estabilidad de una emulsin son:

9 El grado de agitacin. 9 La viscosidad del aceite.



La agitacin determina el tamao de las gotas dispersas; a mayor agitacin

resulta un menor tamao de gotas y, por lo tanto, mayor estabilidad de la

emulsin.

Un aceite de alta viscosidad permite mantener gotas grandes en suspensin;

por otro lado, a las gotas pequeas se opone una mayor resistencia al

asentamiento.

La naturaleza de las emulsiones cambia con el tiempo; la pelcula que rodea a

la gota de agua se engruesa y se torna ms resistente y la emulsin resulta

ms estable.



2.2.3. Toma de la muestra de emulsin a) Es difcil fijar una tcnica o procedimiento definitivo para la obtencin de la muestra de emulsin, ya que los tipos de instalaciones de deshidratacin son

variables. Sin embargo, pueden sealarse algunas generalidades y

precauciones.

b) La muestra debe ser representativa de la emulsin que se maneja en la instalacin.

c) Cuando a la instalacin concurren emulsiones con reactivo y no sea posible suspender la inyeccin de ste, es conveniente investigar separadamente cada

emulsin, obteniendo la muestra en el punto inmediato anterior a donde se

inyecta el reactivo.

d) En ocasiones hay necesidad de obtener muestras individuales limpias de todas las emulsiones que concurren a una instalacin y luego recombinarlas en

las proporciones con que llegan a dicha instalacin.

e) En cualquier caso la muestra debe ser tomada bajo las condiciones de turbulencia, temperatura y grado de emulsificacin iguales o semejantes a las

que prevalecen, en donde se inicia el proceso de deshidratacin.

f) Si la muestra contiene agua libre debe extrarsele perfectamente.

TABLA VII.l EFECTO DEL pH SOBRE LOS TIPOS DE EMULSIN Y SU ESTABILIDAD

PH TIPO DE EMULSIN ESTABILIDAD DE LA EMULSIN

3.0 agua - aceite Alta

6.0 agua - aceite Alta

10.0 agua - aceite Baja

10.5 ninguna Inestable

11.0 aceite -agua Baja

13.0 aceite -agua Baja



2.3. Fundamentos de la Separacin del Agua y del Aceite 2.3.1. Gravedad

La deshidratacin de crudos es esencialmente un proceso de separacin por

gravedad. La gravedad proporciona la fuerza natural requerida para remover el

agua salada del aceite.

Actualmente se dispone de varios diseos de equipo para ayudar a la

separacin por gravedad, entre los cuales pueden mencionarse los tanques

deshidratadores, los eliminadores de agua libre, los separadores de tres fases,

los coalescedores mecnicos y los coalescedores elctricos.

Ninguno de ellos separa el agua del aceite, simplemente juegan un

determinado papel en el proceso. La aplicacin de estas unidades puede

ayudar a dificultar la accin de las fuerzas gravitacionales.

En estos dispositivos el tiempo de reposo de la emulsin, necesario para que el

proceso de deshidratacin y desalado se lleve acabo, limita el volumen de

aceite tratado en la unidad de tiempo; o ms simplemente, la capacidad de

tratamiento depende del tiempo de reposo.

El tiempo necesario para que las gotas de menor tamao se asienten es uno

de los factores de diseo ms importantes. Esto puede ilustrarse mediante la

Ley de Stokes:

( )0

22: owgrV 7.1

Donde:

V: Velocidad de asentamiento de la gota

g: Aceleracin de la gravedad

r: Radio de la partcula

w: Densidad relativa del agua (agua: 1.000)

o: Densidad relativa del aceite (aceite: 1.000)



o: Viscosidad del aceite.

La ley de Stokes se refiere a la fuerza de friccin experimentada por objetos esfricos movindose en el seno de un fluido viscoso en un rgimen laminar de bajos nmeros de Reynolds.

En general la ley de Stokes es vlida en el movimiento de partculas esfricas

pequeas movindose a velocidades bajas.

La ley de Stokes puede escribirse como:

Fr=6R,

Donde:

R= es el radio de la esfera,

= su velocidad y

= la viscosidad del fluido.

La ley de Stokes se ha comprobado experimentalmente en multitud de fluidos y

condiciones.

Si las partculas estn cayendo verticalmente en un fluido viscoso debido a su

propio peso puede calcularse su velocidad de cada o sedimentacin igualando

la fuerza de friccin con la fuerza de gravedad.

Donde:

Vs es la velocidad de cada de las partculas (velocidad lmite)

g es la aceleracin de la gravedad,

p es la densidad de las partculas y

f es la densidad del fluido.

Al examinar esta ecuacin se destaca el papel que juega la viscosidad y el

tamao de la partcula. La influencia de la accin qumica de los



demulsificantes, el calor y el campo elctrico, se revisan brevemente a

continuacin

2.3.2. Agentes qumicos demulsificantes

Comnmente el primer paso en el tratamiento de una emulsin es la adicin de

compuestos demulsificantes. Son compuestos formulados con varios productos

qumicos, tales como glicoles y resinas polioxialquilnicas.

El mecanismo de accin de los demulsificantes consiste en romper y desplazar

la pelcula de agente emulsificante que rodea a la gota de agua (floculacin) y

aumentar su tensin superficial y la atraccin molecular propiciando la

coalescencia.

Rara vez un solo compuesto acta como agente floculante y coalescente; son

generalmente dos o ms compuestos los que intervienen en la formulacin de

un demulsificante.

Floculante: Agente o sustancia que provoca la floculacin. Su funcin es neutralizar las cargas negativas que dotan a ciertas partculas de un carcter coloidal mantenindolas en suspensin. Debido al efecto del floculante estas partculas se unen formando flculos de mayor tamao que son fcilmente eliminables mediante procesos de filtracin.

Coalescente: Separador que divide una mezcla o una emulsin de dos lquidos inmiscibles usando la tensin interfacial entre los dos lquidos y la diferencia en la adherencia de los dos lquidos en un medio poroso particular.

Otra propiedad deseable en un demulsificante es la capacidad para humectar

los slidos presentes en la emulsin, para que sean incorporados en el agua

separada.

La adicin del reactivo debe hacerse en un punto desde el cual la difusin

garantice un contacto ntimo entre el reactivo y las gotas de agua en dispersin.

Puede inyectarse en el fondo del pozo, en el cabezal del pozo, en la batera de

recoleccin o en la planta de deshidratacin y desalado.



La dosificacin de reactivo vara ampliamente segn la estabilidad de la

emulsin con las condiciones de temperatura, etc.

Las dosificaciones ms comunes en nuestro pas son de 1 a 5 galones de

reactivo por cada 1000 barriles de emulsin (GMB)

Otras aplicaciones de los demulsificantes son para mejorar la eficiencia del

bombeo neumtico en pozos productores de aceite y en la transportacin de

aceite pesado, donde el reactivo rompe la espuma y la emulsin haciendo el

aceite ms fluido.

Finalmente, con la adicin de calor puede removerse hasta un 95% del agua

presente en el aceite. La remocin del agua residual es mucho ms difcil y

deben usarse medios, tales como el campo elctrico y otros.

2.3.3. Adicin de calor

La adicin de calor permite un asentamiento ms rpido de las partculas de

agua, a travs de los siguientes efectos:

1) Reduce la viscosidad del aceite.

2) Por expansin del agua, la pelcula que rodea a las gotas se rompe o se

reduce su resistencia.

3) Aumenta el movimiento de las molculas.

4) Permite acentuar la diferencia de densidades entre las partculas de agua y

el aceite.

Cuando sea posible debe aprovecharse cualquier fuente disponible de calor,

incluyendo el calor que el aceite trae consigo, cuando procede de formaciones

profundas y fluye a gastos altos.

Por otro lado la adicin de calor est limitada por razones de economa como

puede inferirse de la Tabla VII.2.



Puede verse que la velocidad de asentamiento se duplica para un incremento

de 22 C. Si el radio de la partcula se aumenta de 10 a 100 micras, la

velocidad se hace 100 veces mayor para la misma temperatura (43 C) 47

veces mayor para la temperatura de 65 C.

Esto puede observarse en la propia ley de Stokes, ya que el radio de la

partcula aparece elevado al cuadrado.

Lo anterior sugiere que deben buscarse otros medios para aumentar el tamao

de las partculas, sobre todo cuando son de radios menores que 10 micras. En

la Fig. VII.2 se muestra la variacin de la viscosidad con respecto a la

temperatura para diferentes densidades de crudo (Fig. VII.2a, VII.2b, VII.2c).


SEPARACIN TRIFSICA DE HIDROCARBUROS Y TRATAMIENTO DE EMULSIONES SEPARACIN TRIFSICA DE HIDROCARBUROS Y TRATAMIENTO DE EMULSIONES




TABLA VII.2 EJEMPLO DE CLCULO DE LA VELOCIDAD DE ASENTAMIENTO

Datos:

Temperatura C Dens. agua Dens. aceite Visc. aceite ( Cp )

43 1.02 0.84 6.52

65 1.01 0.83 3.15

Ecuacin.

( )0

2

78.0: owrV

Donde:

v = Velocidad de asentamiento de la partcula, cm/hr r = Radio de la partcula, micras

w = Densidad relativa de la partcula de agua (agua = 1.000)

o = Densidad relativa del aceite (agua = 1.000)

o =Viscosidad del aceite, cp.

Calculo de v

Temperatura (C) Radio, micras Velocidad, cm/hr

6543

1010

213213

53 100 213

2.3.4. Campo Elctrico Todas las refineras que reciben aceite conteniendo sal, utilizan tratadores

electrostticos. En el campo apenas comienza su empleo, incorporando una

seccin elctrica en los tratados convencionales.



La base para la unin o coalescencia electrosttica de las gotas la proporciona

la propia molcula de agua; formada por una parte de oxigeno y dos de

hidrgeno que al unirse configuran un campo elctrico (Fig. VIII.3a). El centro

del componente positivo, el hidrgeno, esta en un extremo y el componente

negativo, el oxigeno, esta en el otro. Esto es un dipolo y responde a la

aplicacin de un campo elctrico.

Bajo la influencia de un campo elctrico una gota de agua se deforma

elipsoidalmente, como se muestra en la Fig. VII.3b. Con el alargamiento de la

gota, la pelcula que la rodea puede romperse, facilitando la coalescencia de

gotas adyacentes.

De mayor importancia es el desplazamiento de las gotas bajo el efecto

elctrico. Las gotas adyacentes se alinean con las lneas de fuerza del campo

elctrico y con el voltaje de la corriente alterna, las gotas se afectarn 120

veces/seg. Fig.VII.3c).

Al mismo tiempo el electrodo positivo atrae a las cargas negativas y el

electrodo negativo a las cargas positivas. La fuerza de atraccin para gotas del

mismo tamao puede expresarse matemticamente por:

4

626:L

rKEF 7.3

Donde:

K; es la constante dielctrica. E; es el gradiente elctrico. R; es el radio de la gota L; es la distancia entre los centros de las gotas.

Si la distancia entre partculas disminuye, la fuerza de atraccin aumenta en

forma notable. La respuesta a la coalescencia ocurre en centsimas de

segundo.



Un aumento en el gradiente elctrico podra acelerar el proceso, pero el voltaje

flucta entre 12 000 y 30 000 volts y vara inversamente proporcional a la

densidad del crudo y a la conductividad de la emulsin por tratar.

2.4. Seleccin del proceso y equipo

El tratamiento de las emulsiones se realiza en dos etapas bsicas: la

deshidratacin, donde el contenido de agua a 1 o 2%; el desalado, donde se

inyecta agua dulce o poco salada que disminuye la concentracin de sal del

agua remanente.

2.4.1. Deshidratacin.

En esta etapa se remueve el agua libre y las gotas de mayor tamao. Los

agentes qumicos desemulsificantes juegan un papel sumamente importante al

promover la coalescencia y acelerar el asentamiento del agua dispersa.

La temperatura de tratamiento debe seleccionarse considerando la estabilidad

de la emulsin, la temperatura del aceite a la entrada del sistema, la volatilidad

del aceite y el costo de calentamiento.

Un diagrama del proceso de deshidratacin se presenta en la Fig. VII.4. Se

incluyen:

a) Eliminacin del agua libre para evitar el desperdicio de calor (para elevar l 0F

se requiere 150 BTU para el agua y 280 para el aceite).

b) Precalentamiento donde se aprovecha el calor del aceite tratado que lo cede

para precalentar el crudo de entrada.

c) Calentamiento para alcanzar la temperatura de proceso seleccionada.

d) Unidad de deshidratacin donde el contenido de agua se reduce a 0.2-2%

de agua.




2.4.2. Desalado

En esta segunda etapa el agua residual (0.2-2%) y la salinidad asociada se

reduce, mediante la adicin de agua de baja salinidad. De acuerdo con los

resultados de campo, el volumen de agua de dilucin es aproximadamente 2

3 veces el volumen de agua residual. Sin embargo, esta relacin podr variar

considerando los siguientes factores:

1) La salinidad del agua residual.

2) El porcentaje de agua remanente despus de la etapa de deshidratacin.

3) La salinidad del agua de dilucin.

4) Eficiencia del mezclado del agua de dilucin con la emulsin

5) Contenido de sal requerido al final del tratamiento.

Conviene sealar la importancia de efectuar un mezclado lo ms eficiente

posible entre el agua de dilucin y las gotas de agua residual. Puede decirse

que la ineficiencia est dada por el volumen de gotas de agua de dilucin que

no entran en contacto con las gotas remanentes.

Esta mezcla es algo difcil de lograr y, en consecuencia, el proceso empleado

para desalar debe ser muy eficaz, ya que generalmente se trata una emulsin

ms difcil. En la Fig. VII.5 se muestra el diagrama de desalado de crudos.

La deshidratacin y desalado de crudos deben combinarse, aunque no siempre

en la misma planta, para mantener el agua y la sal dentro de especificaciones.


Al considerar el tratamiento de crudos de alta viscosidad, la ecuacin de Stokes

permite resolver varios problemas. Como la diferencia de densidades entre el

agua y el aceite es mnima y la viscosidad es alta, debe buscarse la aplicacin

de mecanismos de coalescencia para aumentar el tamao de las gotas (ver

Tabla VII.2) La aplicacin de voltajes elctricos proporciona los mejores

resultados.

La temperatura de tratamiento puede determinarse a partir de la Fig. VII.7 en

funcin de la densidad del aceite.

Si por algn motivo se decide emplear tanques deshidratadores, el agua y el

aceite se estratificaran en forma alternada, dificultando la separacin efectiva

de las fases. En otros casos pueden requerirse temperaturas de 100 C o

mayores, lo cual resulta imprctico desde cualquier punto de vista.

De cualquier manera el consumo de reactivo es demasiado alto para obtener al

final de cuentos resultados poco satisfactorios. Hay ocasiones en que la

aplicacin nica del proceso de deshidratacin es suficiente para producir

crudo apenas dentro de especificaciones.

Normalmente lo anterior se logra a costa de un alto consumo de reactivo y/o

alta temperatura de operacin. Puede resultar interesante considerar un

proceso adicional de desalado y evaluar las ventajas y desventajas,

operacionales y econmicas.

En general las pruebas de laboratorio son de gran ayuda para la seleccin del

proceso y del equipo de deshidratacin y desalado de crudos, a pesar de que

la informacin que proporcionan es estrictamente cualitativa.

A continuacin se anotan algunas observaciones, que pueden ser de utilidad

en la seleccin de las unidades de deshidratacin y desalado. Se comparan los

tanques deshidratadores con los tratadores elctricos y stos ltimos con los

tratadores convencionales.



Los diferentes tipos de unidades de deshidratacin y desalado de crudos

pueden compararse considerando los factores operacionales y econmicos,

adems de su disponibilidad en el mercado.

En la Tabla VII.3 se especifican los ms importantes y se aplican para los

tanques deshidratadores y tratadores electrostticos.

La aplicacin correcta de cualquiera de estas dos unidades bsicamente

depende del contenido de agua y sal del crudo a tratamiento y de las

especificaciones del aceite tratado. Por ejemplo, si un crudo con 1% de agua y

800 LMB se desea tratar (desalar) para obtener 0.2% agua (mx.) y 25 LMB

(mx.), debe usarse un tratador electrosttico dentro del proceso de desalado.

Desalado: se trata de eliminar la mayor parte de sal posible y a su vez la mayor parte de contenido en

H2O.

Lo mismo puede deducirse de la tabla anterior, donde al referirse a la eficiencia

de desalado se seala que el deshidratador es poco eficiente, ya que no

cuenta con ningn tipo de accin, coalescente tal como fibras o campo

elctrico.

Esta es una de las mayores desventajas de este tipo de unidades, dejando que

el reactivo y el calor aceleren la segregacin del agua, con prolongados e

inconvenientes tiempos de reposo, por lo cual han cado en desuso en

instalaciones relativamente recientes.



A continuacin se comparan los tratadores convencionales (termoqumicos)

con los tratadores elctricos.

Las principales ventajas de los tratadores elctricos sobre los tratadores

convencionales, son las siguientes.

1) Temperaturas de operacin menores: esto produce ahorros en combustible, crudos poco densos (y por lo tanto de mayor valor monetario) por conservar las



fracciones ligeras de aceite, mayor volumen de aceite. Tambin resulta menor

grado de incrustacin y corrosin.

2) Menor tamao del recipiente; el recipiente se disea para una rpida coalescencia y permite el uso de recipientes lo ms pequeas posibles para un

determinado volumen de crudo.

3) No se utilizan fibras coalescentes las cuales se reemplazan por corriente elctrica; con esto se elimina la interrupcin en la operacin para reemplazar o

lavar las fibras.

4) Costos menores de demulsificantes; en algunos casos se logra reducir bastante el consumo de demulsificantes y, en ciertos casos, puede eliminarse.

5) Mayor eficiencia al tratar emulsiones difciles.

TABLA VII.3

COMPARACIN DE TANQUES DESHIDRATADORES Y TRATADORES ELCTRICOS.

ASPECTOS DESHIDRATADOR TRATADOR ELECTROESTTICO

Eficiencia de deshidratador Eficiente Eficiente

Eficiencia del desalado Poco eficiente Eficiente

Tiempo de proceso 12 horas 1 hora

Tiempo de operacin Sencilla Sencilla

Control de corrosin Necesario Necesario

Control de incrustacin No requiere Necesario

Consumo de combustibles Variable Variable

Consumo de reactivo Alto Bajo

Sistemas contra incendios Complicado Sencillo

Tamao de recipiente Muy grande Pequeo

Tiempo de instalacin Largo Corto

Capacitacin de operadores Mnima Regular

Costo de la unidad * 1 millon ($) 2 millon ($) Mantenimiento Poco frecuente Frecuente

Vida til 20 aos 15 aos

Valor de rescate 10% 10%

Tiempo de entrega 90 das 90 das + Para unidades de 60 000 bl/dia.



2.5. Problemas de operacin en plantas de deshidratacin y desalado de crudos.

Los problemas de operacin en las plantas de tratamiento de crudos son

variados y se presentan con frecuencia.

Para garantizar la eficiencia de una planta, es necesario que los diversos

factores que intervienen (calor, demulsificante, agitacin, electricidad y tiempo

de residencia) estn balanceados entre s. Si uno de estos se modifica, otro

tendr que cambiar a fin de restablecer el equilibrio.

Los cambios bruscos en la naturaleza de las emulsiones son poco frecuentes y

pueden deberse a la introduccin de una nueva corriente en forma temporal o

permanente. En algunos casos debe cambiarse de desemulsificantes.

Los productos empleados en estimulaciones cidas a los pozos y los

materiales producidos en la reaccin, ocasionan cambios temporales en las

emulsiones, cuando se incorporan lentamente en el aceite producido. En

algunos casos es necesario tratarlo por separado.

Las variaciones repentinas en la carga que maneja la planta, son una de las

causas ms comunes de aumento en los contenidos de agua y sal del crudo

tratado. La forma ms prctica de compensarles, es empleando bombas

dosificadoras de reactivo que, en forma automtica varen el numero de

emboladas segn la seal de carga o presin en la lnea.

La revisin peridica de algunos elementos ayuda a eliminar o identificar

rpidamente las causas de una operacin deficiente.

Los problemas operacionales ms frecuentes y sus posibles correcciones son

las siguientes:



1) Si el tratador mantiene su temperatura y opera correctamente, ajustar la dosificacin de reactivo o cambiar el reactivo por otro ms eficaz.

2) Si el tratador no conserva la temperatura adecuada, entonces:

a) revisar termmetro y termostatos;

b) verificar la operacin continua del horno;

c) comparar el calor proporcionado y las temperaturas de entrada y salida del

aceite, agua y sus volmenes respectivos, sabiendo que para elevar 10F el

agua requiere 150 BTU y el aceite alrededor del doble.

Si el calor requerido es mayor que el calculado, el tratador est sobrecargado.

En este caso se puede aplicar un reactivo de separacin rpida y se instala un

eliminador de agua libre. Si el horno no est sobrecargado, entonces puede

haber depositacin de holln o incrustaciones externas.

3) Si en un deshidratador disminuye la altura de la interfase agua-aceite, entonces:

a) verificar la operacin de la vlvula de descarga de agua;

b) comprobar que dicha vlvula y el sifn no presenten incrustaciones;

c) verificar la presin de descarga del drene (cuando el agua se enva a una

planta de tratamiento) para detectar contrapresin excesiva;

d) observar si hay depsito en el fondo que pueda impedir el flujo al sifn;

e) detectar un taponamiento en la lnea de salida del aceite;

f) revisar la temperatura del aceite;

g) indagar al deshidratador por la lnea igualadora de presiones y

h) comprobar que en la seccin de separacin de gas no hay canalizacin de

aceite.

4) Cuando los intercambiadores de calor operan deficientemente, es muy probable que los tubos estn picados por la corrosin y hay que cambiarlos.



5) Las fallas ms comunes en los tratados electrostticos ocurren cuando hay intermitencias en el suministro de corriente elctrica; al disminuir el voltaje la

luz piloto se atena o desaparece. La acumulacin de materiales slidos en la

interfase agua-aceite puede originar un corto circuito. En este caso hay que

disminuir la altura de la interfase para normalizar la operacin de la unidad.

Tambin es recomendable aumentar la temperatura o cambiar de reactivo. Si el

mal funcionamiento del tratador no se corrige, habr que revisar todo el circuito

elctrico.

2.5.1. EQUIPO DE DESHIDRATACIN Y DESALADO DE CRUDOS

Existen diversos mtodos para deshidratar crudos, los ms empleados son los

dinmicos entre los que se encuentran:

Tanques lavadores (wash tanks). Calentadores - tratadores (heaters - treaters). Separadores de agua libre (free water knockout). Separadores electrostticos (electric traters).

Una instalacin de tratamiento comienza con la separacin de los fluidos

provenientes del pozo en tres componentes, tpicamente llamadas "fases"

(petrleo, gas y agua) y sigue con el procesamiento de las tres fases para

ponerlas "en especificacin" de venta (gas y petrleo) o de re-uso (agua).

La primera instalacin es el separador donde el gas es "flasheado" de los

lquidos (crudo y agua) y separado de los lquidos dependiendo de la presin

de los fluidos puede ser conveniente emplear "separacin en cascada" para

lograr un petrleo estabilizado optimo (velocidad o presin de vapor en

especificacin).

Los separadores pueden ser verticales u horizontales y bifsicos o trifsico (en

produccin usualmente son verticales y bifsicos). El gas separado sigue

desde el separador a proceso (estabilizacin con ajuste de punto de roco,

deshidratacin y/o remocin de gases cidos)



El petrleo y su emulsin (junto al agua libre - no emulsionada) pasa a una

etapa de separacin de agua libre, para ello se emplea un separador bifsico

(FWKO) donde el fluido llega con poco gas asociado o un tanque cortador

(para cortar el agua libre).

A partir de all, la funcin de la PTC es poner el crudo en especificacin de

sales, agua y en algunos casos presin de vapor.

Son valores contractuales usuales:

- Agua y sedimentos (basic sediment and water BS&W): 0,5 - 3 %.

- Sales: 10 - 20 lbs/1.000 bbl (20 - 60 mg/lt).

- Presin de vapor Reid.: 15 psig.

2.5.2. SEPARADORES DE AGUA LIBRE (FREE WATER KNOCKOUT).

Es sencillamente un recipiente que proporciona un espacio para que el agua

libre se separe de una emulsin. Muchas veces contiene un filtro o excelsior

para quitar partculas de petrleo o emulsin que puedan estar atrapadas en el

agua a medida que pasan por el filtro.

El agua libre se retira automticamente del fondo de la unidad, y la emulsin o

petrleo sale por arriba y pasa al sistema de tratamiento. De esta manera, se

elimina el agua en estado libre; y slo la emulsin se trata por el sistema de

calefaccin o tratamiento.

El agua libre es el agua asociada con el aceite que se precipita en cinco

minutos cuando los fluidos del pozo se dejan decantar en un tanque de

sedimentacin. El agua libre no forma parte de la emulsin y puede ser

separada fcilmente por la sola fuerza de gravedad.

Un separador de agua libre es un recipiente usado para sacar excesivas

cantidades de agua libre en las lneas de flujo antes de la planta de tratamiento.



2.5.3. CALENTADORES - TRATADORES (HEATER TREATER)

Un HT combina una seccin de calentamiento del crudo a tratar con otra de

coalescencia en un mismo equipo.

Suelen instalarse aguas debajo de separadores y FWKO, tienen tiempos de

residencia de 3 a 5 minutos y son horizontales o verticales.

En un HT, vertical por ejemplo, la emulsin ingresa por la parte superior y viaja

en cada vertical por un tubo hasta el dispersor que se aloja debajo de la lnea

del tubo de fuego.

La seccin inferior obra de FWKO (de pequeo volumen), la emulsin asciende

a travs de la seccin de coalescencia. Por la cabeza se elimina el gas liberado

y se encuentra el rebalse de crudo tratado.

En HsTs de diseo avanzado se incorpora una seccin coalescedora para

acelerar el proceso. Un coalescedor es un medio mecnico (mallas o placas)

que provoca la asociacin entre gotas y su crecimiento dentro de la fase

continua.

Todos los equipos de TC se disean, en base a las propiedades de los fluidos

a tratar y a los para metros operativos que un tratamiento eficiente requiere.

En general, durante el diseo no se considera la necesidad, el tipo y la

concentracin de los qumicos que ser necesario incorporar para coadyuvar

(asistir) a la eficiencia de los procesos.

El mayor inconveniente con el que tropieza el operador de la PTC es la

variacin temporal y espacial de la carga a la PTC. Generalmente, una vez

puesta en marcha la PTC la variacin de los fluidos (otros horizontes y

diferentes fluidos), de los sistemas de produccin / extraccin y la llegada de

qumicos de tratamiento de pozos, atentan contra la normal operacin de la

PTC.



Una vez diseada, construida y montada no hay mucho margen para cambiar

condiciones operativas, el primer gran inconveniente surge cuando se supera la

capacidad de tratamiento de diseo (deben reducirse los tiempos de

residencia). El segundo gran inconveniente es la irrupcin de agua con la

necesidad de manejar grandes % de la misma.

2.5.4. TRATADORES ELECTROSTTICOS.

Los componentes principales de un campo elctrico, se ilustran en la Fig. VII.l2

Los elementos primarios son:

1) Fuente de poder o transformador, el cual convierte el voltaje de lnea

(corriente alterna de una fase, 220 a 480 volts 50 o 60 ciclos) al voltaje de lnea

requerido que alimenta a los electrodos de carga.

2) Electrodos inferiores o de carga.

3) Electrodos a tierra que permanecen suspendidos sobre los electrodos de

carga.

Se fabrican sistemas de electrodos de alta y baja velocidad, los primeros se

utilizan en crudos ligeros de baja viscosidad y con emulsiones de alta

conductividad elctrica; los electrodos de baja velocidad son recomendables

para crudos de alta viscosidad y emulsiones de baja conductividad elctrica.

La emulsin se reparte en la seccin elctrica mediante un distribuidor, que la

obliga a pasar varias veces a travs del campo elctrico.

La Fig. VII.13 muestra un esquema tpico de un tratador electrosttico. La

temperatura de tratamiento adecuado para este tipo de tratadores, se

determina con la grfica de la Fig.VII.7 en funcin de la densidad del crudo.

Ventajas:

Se requiere vasijas de menor tamao Se requiere menos reactivos qumicos (25 a 75 % de ahorro)




Se requiere menos calor Se mantiene el volumen y API del aceite tratado (no hay evaporacin

alta)

Prcticamente no requiere mantenimiento Mejor control de contaminantes en el agua de deshecho. Menos sensibles a cambios de gastos o caractersticas de emulsin.

2.6. Fundamentos de la deshidratacin por campo elctrico

La separacin de las fases mediante campo elctrico utiliza varios mecanismos

para promover la floculacin (contacto de las gotas de agua). Estos

mecanismos proporcionan una separacin eficiente de las fases.

En general, el mecanismo de coalescencia elctrica consiste en aplicar un

campo elctrico al sistema emulsionado. Este campo provoca que dos gotas,

por ejemplo, con carga elctrica y a una distancia considerable se influyan

debido a la fuerza elctrica, como se ilustra en la Fig. 2.7; es decir las cargas

positivas que rodean a la gota de agua se orientarn hacia el ctodo y las

negativas del nodo.

Esta influencia provocar que las gotas se fusionen en una ms grande,

logrando ms rpidamente su precipitacin debido a la fuerza de gravedad.

Figura 2.7

Fig. 2

Un campo elctrico incrementa la coalescencia de las gotas dispersas en el

aceite, por dos mecanismos que actan simultneamente:


1. Sometidas a un campo electrosttico, las gotas de agua adquieren una carga

elctrica neta.

2. La distribucin al azar de las gotas de agua en el seno del aceite, al pasar

por el campo electrosttico se alinean con su carga positiva orientada al

electrodo cargado (negativo).

Adems, una carga electrosttica (es decir 23.000 voltios) usada por tratadores

(treaters) del petrleo crudo puede tambin reducir la tensin. El desequilibrio

de la carga elctrica creado en la superficie de la gotita del agua crear

inestabilidad adicional de la gotita, mientras que simultneamente proporciona

una carga neta de la gotita (campo de la C.C.) o la polarizacin (campo de la

CA) acelera la fusin de la gotita.

En la figura 2.6 se observan los componentes elctricos principales de un

tratador electrosttico de corriente alterna (CA). El transformador convierte el

voltaje de lnea (440 V) al voltaje requerido (16,000 V).

Este alto voltaje es alimentado a travs de un buje aislado al electrodo inferior,

tambin llamado electrodo cargado.

El electrodo a tierra est suspendido y aislado, arriba del electrodo cargado.

Usualmente los dos electrodos horizontales estn paralelos a una distancia de

6 a 8 pies.



Figura 2.6

Electrodos de corriente alterna

2.6.1. Mtodos electrostticos de la resolucin

La electrosttica no puede sustituir totalmente mtodos probados y verdaderos

de la resolucin de la emulsin tales como tiempo, temperatura y producto

qumico. Sin embargo, cuando estn aplicados correctamente, los mtodos

electrostticos pueden reducir la confianza en ellos.

Una variedad de tcnicas electrostticas del tratamiento disponibles para el

diseador y el operador incluyen los campos de la CA, de la C.C., de AC/DC,

modulada y pulsada. Se selecciona cualquier mtodo electrosttico, una

comprensin del comportamiento de la gotita del agua dentro de un campo del

voltaje ayudar al diseador para optimizar la tarifa del tratamiento, la

temperatura, la dosificacin qumica y el voltaje aplicado

Los tratadores electrostticos son usados generalmente cuando existen las

siguientes circunstancias:

9 Cuando el gas combustible para calentar la emulsin no est disponible o es muy costoso.

9 Cuando la prdida de gravedad API es econmicamente importante.




9 Cuando grandes volmenes de crudo deben ser tratados en una planta a travs de un nmero mnimo de recipientes.

Las ventajas del tratamiento electrostticos son:

9 La emulsin puede ser rota a temperaturas muy por abajo que la que requieren los tratadores-calentadores.

9 Debido a que sus recipientes son mucho ms pequeos que los tratadores calentadores, eliminadores de agua libre, son ideales para

plataformas petroleras marinas.

9 Pueden remover mayor cantidad de agua que otros tratadores. 9 Las bajas temperaturas de tratamiento provoca menores problemas de

corrosin e incrustacin.

La mayor desventaja de los tratadores electrostticos es el gasto adicional del

sistema elctrico requerido, sistemas de control y de mantenimiento. En

general se puede decir que el uso de un tratador electrosttico de

determinadas dimensiones procesar el doble que un tratador de otro tipo que

tenga las mismas dimensiones. Asimismo el uso de la electricidad permite la

deshidratacin a bajas temperaturas.


2.7. PROCESO DE SEPARACIN DE FASES EN UN SEPARADOR

2.7.1. FACTORES QUE INTERVIENEN EN LA SEPARACIN

La separacin de las fases depende de diversos factores como:

9 Tiempo de residencia en el equipo 9 Densidad y viscosidad de los fluidos, que a su vez dependen

fuertemente de:

Temperatura de operacin Distribucin de los tamaos de gotas de agua y petrleo en la

entrada del equipo

Velocidad del gas en el equipo Presin de operacin.

2.7.2. TIEMPO DE RESIDENCIA

Para garantizar un tiempo de residencia adecuado para cada una de las fases lquidas (petrleo y agua), se calcula el volumen necesario del separador,

considerando los caudales de cada fase que se pretende separar. Quedan as

determinados los niveles normales (NLL) de cada fase lquida dentro del

recipiente. Estos niveles se controlan mediante vlvulas de control de nivel.

En el caso del nivel de petrleo, este se encuentra a la altura del bafle, ya que

rebalsa por encima del mismo hacia el recipiente de petrleo.

En el caso del nivel de agua, por ser sta la fase ms pesada de las tres, se

debe controlar la altura de la interfase petrleo-agua.



2.7.3. TEMPERATURA

Para garantizar la temperatura adecuada, la corriente proveniente del pozo debe calentarse hasta 50C como mnimo. De ser necesario, se debe realizar

un calentamiento previo.

2.7.4. PRESIN

En muchos casos, para garantizar una presin de operacin adecuada, se establece un control de presin con una vlvula de control en la lnea de salida

de gas.

En los casos en que los pozos no posean gas, la presin se mantiene con un

sistema de gas no explosivo que se deposita sobre la superficie de un lquido

inflamable e impide el contacto con el oxgeno (gas de blanketing). Este

sistema consta de una vlvula autorreguladora ajustada a la presin

correspondiente.

Reguladores de Gas para Blanketing



2.7.5. CONDICIONES EXTERNAS

En ciertos casos, dependiendo de las condiciones y propiedades del fluido a

separar, se deben considerar las siguientes condiciones:

Inyeccin de demulsificante: Ayuda a la coalescencia (formacin y crecimiento) de las gotas, favoreciendo la separacin de las fases de

petrleo y agua. Sin demulsionante, y para valores de caudal cercanos a

los de diseo, el espesor de la interfase y la estabilidad de la emulsin

petrleo-agua pueden interferir seriamente en el rendimiento

(performance) deseado del separador.

Calentamiento previo: La separacin de las fases depende, entre otras variables, de la temperatura. Si la temperatura es muy baja, la

viscosidad del petrleo es muy alta y se dificulta notablemente la

separacin de fases, es decir, el ascenso del petrleo desde el seno de

la fase acuosa, as como la formacin y el descenso de las gotas de

agua desde la fase de petrleo.

El separador es adecuado para lograr la separacin cuando se encuentran

operando a 50C (122F) o ms, y con la correspondiente inyeccin de

demulsificante al fluido que se est ensayando.

En estas condiciones, el fluido de los pozos se separan en 3 fases claramente

diferenciadas gas / petrleo / agua, obtenindose las siguientes

concentraciones:

Fase Acuosa: menos de 500 ppm de hidrocarburo en agua. Emulsin Petrleo: menos del 50% de agua en petrleo

La necesidad de minimizar errores en la medicin de la produccin de petrleo

conduce al diseo trifsico del separador.



2.8. CONTROL DE POZOS PRODUCTORES CON ALTO CONTENIDO DE AGUA

El ensayo de pozos productores de petrleo afectados a proyectos de

recuperacin secundaria ha generado un nuevo desafo en el control de la

produccin, toda vez que los sistemas de control convencionales no resultan

adecuados ya que, a diferencia de los pozos de recuperacin primaria, este

tipo de pozos maneja producciones brutas muy superiores y con elevado

contenido de agua, cuya media supera normalmente el 90%.

2.8.1. Sistemas de Control Convencionales

El control de pozos productores de petrleo estuvo histricamente acotado al

ensayo de pozos de Recuperacin Primaria, en los que el corte de agua

mantiene normalmente una proporcin inferior al 70%, y con caudales de

extraccin moderados. Por lo tanto, el control de produccin de dichos pozos

es posible realizarlo con instrumentacin adecuada, errores de medicin

aceptables y pocas horas de ensayo, a travs de alguno de los sistemas de

control convencionales.

2.8.2. Separador Trifsico

Utilizado para pozos de petrleo que producen gas, prescinde del tanque y

requiere de un nico separador que, por medio de instrumentacin adecuada,

separa y mide: desde el drenaje inferior, la fase que es mayoritariamente agua

libre; a travs del drenaje intermedio, una emulsin petrleo + agua y por la

parte superior del separador, la fase gaseosa, que es tratada y medida en otro

sistema.

Si bien la medicin es directa, sin requerirse de anlisis de laboratorio, la

precisin de las mismas depende fundamentalmente del tipo de emulsin y de

la eficiencia de separacin del equipo.



2.8.3. Sistemas de Colectores Mltiples

Normalmente, en el desarrollo de los Yacimientos, las bateras receptoras de la

produccin bruta de los pozos que se encuentran en sus respectivas zonas de

influencia, van siendo construidas en la medida que la cantidad de pozos y su

produccin asociada justifica tal inversin, localizndola en ese caso, en el

baricentro del desarrollo.

De all en ms, dichos desarrollos suelen extenderse de tal forma que, si bien

el nmero de bateras resulta insuficiente para mantener un programa

adecuado de ensayo de la totalidad de los pozos que, en cantidad creciente,

aportan su produccin a ella, la distancia de los nuevos pozos tampoco

justifican la construccin de nuevas bateras, mas an cuando dichos

desarrollos involucran un determinado grado de incertidumbre respecto de su

extensin real, independientemente de que el tiempo requerido para construirla

suele ser sensiblemente menor al disponible para hacerlo.

En estas condiciones, el crecimiento es cubierto por medio de colectores

mltiples. Como se muestra en la Figura 2.9, se trata de grupos de colectores

que reportan a otros colectores intermedios los que, a su vez, envan la

produccin a la batera, que de hecho requerir de la incorporacin de

separadores y tanques, para poder procesar el mayor caudal y controlar el

mayor nmero de pozos.

De esta manera, los colectores de campo permiten cubrir el desarrollo,

manteniendo la contrapresin de los pozos en valores razonables y

optimizando la cantidad de lneas de conduccin a ser tendidas.



Figura 2.9 Esquema Tpico de Colectores Mltiples

Si bien este tipo de esquema resuelve el problema de desarrollo de los nuevos

pozos de explotacin, complica ms an la tarea de poder contar con un

programa de ensayo de pozos adecuado, tanto en frecuencia como en

precisin.

2.8.4. Limitaciones de los Sistemas Convencionales

Sea cual fuere el sistema de medicin utilizado para el control de produccin de

pozos con alto contenido de agua, todos ellos, en mayor o menor medida,

presentan las siguientes desventajas:

1.- Escasa precisin en la determinacin del contenido de agua y petrleo, y por ende, de la produccin neta del pozo, debido al bajo contenido de petrleo,

respecto del importante caudal de extraccin.

2.- Elevado costo de inversin toda vez que, por la necesidad de realizar ensayos de acumulada prolongados, normalmente de 24 horas, a los efectos

de reducir el error en la determinacin de la variable minoritaria, es necesario



contar con una importante cantidad de separadores y tanques de ensayo, mas

an teniendo en cuenta que cada nuevo ensayo requiere desplazar el volumen

contenido en el separador y el vaciado del tanque, tiempo que se incrementa

en trminos de desplazamiento de lneas, en el caso de tener que ensayar

pozos afectados a colectores de campo.

3.- Elevado costo de operacin, por requerirse de:

Una importante infraestructura de laboratorio, productos demulsionantes y

personal afectado al anlisis de las muestras tomadas en los tanques, para

determinar el contenido de agua y de petrleo del pozo.

Tiempo del personal de operaciones afectadas a las mltiples maniobras que

requiere el control de cada uno de los pozos.

2.9. PORCENTAJE BSICO DE SEDIMENTOS Y AGUA (BS&W) DE POZOS PRODUCTORES

El monitoreo de los BS&W de los pozos productores es de suma importancia

para la determinacin de lo siguiente:

El avance del agua en el pozo. Determinacin de slidos orgnicos e inorgnicos. Determinacin del tipo de emulsin.

2.10. CLASIFICACIN DE EMULSIONES

Es necesario realizar un monitoreo de los pozos productores y poder as

determinar el tipo de emulsin presente y definir la dosificacin y el tratamiento

qumico ms adecuado, es decir se determinara si es necesario inyectar el

qumico directamente al pozo a la lnea general o a la llegada de la estacin de

bombeo. La frecuencia de este anlisis, depender de los problemas del l

pozo o los pozos.



2.10.1. PORCENTAJE BSICO DE SEDIMENTOS Y AGUA (BS&W) DE LAS LLEGADAS DE LAS ESTACIONES

Se efectuar un seguimiento de los BS&W de las llegada de las lneas

generales de cada estacin, con la finalidad de establecer si es necesario el

aumento o la disminucin de la dosificacin de qumico establecida en los

pozos o en la lnea general, con lo cual se podr optimizar el producto o tomar

los correctivos necesarios a tiempo. La frecuencia de este anlisis, depender

de los problemas.


TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE CRUDO Y DE LA TRANSFERENCIA

Se realizar diariamente los BS&W de los separadores, deshidratadores de

agua libre (FWKOS) a diferentes niveles, de las estaciones, incluido las

descargas de los tanques de almacenamiento y tambin el bombeo o

transferencia. La frecuencia de este anlisis ser diaria.

2.10.3. ANLISIS DE SLIDOS ORGNICOS INORGNICOS

Es necesaria la determinacin de la naturaleza de los slidos (orgnicos e

inorgnicos), esta clasificacin de los slidos es con el objetivo de establecer

plenamente los posibles problemas y tomar acciones correctivas para evitar

problemas a futuro. La frecuencia de este anlisis, depender de los

problemas del l pozo o los pozos.

2.10.4. ANLISIS DE DISTRIBUCIN DE FLUIDOS

Se debe tener muy en claro la distribucin de fluido para cada separador o

deshidratador para la correcta dosificacin de los qumicos.



2.10.5. CLCULOS DE TIEMPO DE RESIDENCIA

Se establecer los tiempos de residencia, en lneas de transferencias tanques,

separadores, deshidratadores, etc., con lo cual se podr saber con exactitud en

determinado tiempo, si los correctivos tomados en el tratamiento qumico esta

dando resultado. 2.10.6. ANLISIS DE ACEITE EN AGUA

Este anlisis se lo ejecutara diariamente con el objeto de determinar la calidad

de agua que est siendo el resultado de la deshidratacin, o si existe o no

problema de lavado en el proceso.

Se debe reducir a lo ms mnimo los ppm. de aceite en los pozos inyectores,

para evitar un posible taponamiento de slidos orgnicos, sumados al arrastre

de slidos inorgnicos, seria uno de los principales problemas en estos

sistemas. Es importante la cuantificacin de los ppm de aceite en agua en los

pozos de inyeccin, debido que este parmetro nos permitir saber si el

tratamiento de la deshidratacin esta funcionando correctamente, a dems nos

permitira descartar un posible problema operacional.

2.11. ALTERNATIVAS PARA EL TRATAMIENTO QUMICO DE DESHIDRATACIN DE CRUDO

Inicialmente se determina el porcentaje de emulsin, temperatura de superficie

y corte de agua para cada pozo, mediante anlisis peridicos. Por medio de

estos anlisis se sabe cuales son los pozos con mayor cantidad de agua y

emulsin y como estn variando dichas cantidades con el tiempo, en base a lo

cual se puede sugerir la distribucin de la produccin en la batera de

tratamiento. Tambin se hallan algunas propiedades del agua y aceite que son

de importancia para el tratamiento (viscosidad, densidad del aceite, densidad

del agua).



El ensayo de las alternativas para el tratamiento qumico a nivel de laboratorio

mediante pruebas de botella incluye: incremento de la agitacin despus de

agregar el desemulsificante, adicin del desemulsificante diluido en un

solvente, variacin del ph del agua, variacin de la temperatura y dilucin

previa del producto en la produccin de algn pozo que acte como fluido

motor.

En base a los resultados obtenidos en los ensayos de las posibles alternativas

a nivel laboratorio, se concluye que la mejor alternativa es el incremento de la

agitacin en el sistema de tratamiento una vez ha sido inyectado el

demulsificante. Al incrementar la agitacin se obtiene una mejor mezcla del

producto con la emulsin, lo cual hace que la cantidad de agua y emulsin

residual al final del tratamiento sea menor y que se incremente la velocidad de

cada de las gotas de agua dispersas en el aceite, todo esto sin necesidad de

incrementar la cantidad de demulsificante a inyectar.

Para aplicar y evaluar la alternativa escogida, se implementa una prueba de

campo donde el incremento de la agitacin se obtiene cambiando el punto de

inyeccin por uno de mayor agitacin (se instalo un punto de inyeccin en la

mitad de los colectores de produccin general) y mediante el uso de

mezcladores (boquillas atomizadotas y mezcladores estticos). Se evala el

comportamiento del sistema mediante anlisis peridico de muestras tomadas

en puntos clave a las cuales se les mide BS&W. emulsin y temperatura,

adems, se lleva el registro diario y de la cantidad de desemulsificante

inyectando diariamente.

Al analizar los resultados obtenidos, se concluye que la alternativa escogida

produce una mejora en el tratamiento, pero esta mejora no es de igual

magnitud a la obtenida en el laboratorio, por lo cual, se enumeran las posibles

causas de estos y se dan una serie de recomendaciones adicionales (otras

alternativas) que contribuyan a la mejora del tratamiento o sirvan de

complemento a la alternativa implementada.



La inyeccin del producto qumico y de la dosificacin ms ptima de

demulsificante puede mejorar grandemente la desestabilizacin y la resolucin

final de la emulsin. El ms eficaz demulsificante se adapta a menudo en el

laboratorio para resolver las necesidades de cada tipo particular del petrleo

crudo. Las mezclas qumicas correctamente diseadas reaccionan con la

pelcula, de una manera ordenada de promover la fusin completa.

Mientras que la seleccin y las evaluaciones qumicas finales se basan

tpicamente en mtodos extensamente aceptados de la prueba de la botella,

esta tcnica puede no poder seleccionar el ms apropiado qumico para la

fusin y la separacin electrostticas.

Si no seleccionado correctamente, el campo electrosttico aplicado puede

interferir con la accin ms demulsificadora. Sin embargo, cuando est

seleccionado correctamente, el campo electrosttico puede aumentar

perceptiblemente la actividad qumica.

Extrao, pero cierto, los compuestos qumicos demulsificantes son agentes

activos de superficie, similares a los emulsificadores.

Los demulsificantes tienen tres acciones principales:

1. Fuerte atraccin hacia la interfase aceite-agua; ellos deben desplazar y/o

neutralizar a los emulsificadores presentes en la pelcula de la interfase.

2. Floculacin: neutralizan las cargas elctricas repulsivas entre las gotas

dispersas, permitiendo el contacto de las mismas.

3. Coalescencia: permiten que pequeas gotas se unan a gotas ms grandes

que tengan suficiente peso para asentarse. Para esto se requiere que la

pelcula que rodea y estabiliza las gotas sea rota.

Las teoras de cmo actan los demulsificantes estn incompletas. Estas

teoras fallan al pretender explicar el funcionamiento de los diferentes tipos de

compuestos qumicos.



Sin embargo, dos generalidades son vlidas.

Primero, los demulsificantes efectivos tienen alto peso molecular, que son

comparables a los surfactantes naturales.

Segundo, usados como emulsificadores, los demulsificantes tienden a producir

emulsiones inversas (w/o).

Una teora tradicional acerca de cmo trabajan los desemulsificantes, es que

ellos neutralizan a los agentes emulsificadores; en otras palabras, rompen las

emulsiones w/o, al tender en forma natural a formar emulsiones w/o.

Otra explicacin es que los demulsificantes hacen que la pelcula que rodea a

la gota de agua se vuelva muy rgida o se contraiga para finalmente romperse.

Los demulsificantes son insolubles en agua y muy solubles en aceite para que

puedan difundirse rpidamente a travs de la fase de aceite y alcancen las

gotas de agua.

Por el contrario, los demulsificantes para emulsiones inversas w/o son muy

solubles en agua. Comnmente son poliaminas cuaternarias de amonio de alto

peso molecular mezcladas con aluminio, hierro o cloruro de zinc.

Los demulsificantes deben ser dosificados en forma continua en la relacin

determinada por pruebas de botella y/o pruebas de campo. La dosificacin en

forma de choque no es muy recomendable.

Los rangos de dosificacin pueden variar de 2 a 200 ppm, aunque

generalmente se dosifican en un rango de 10 a 60 ppm. Generalmente los

crudos pesados requieren mayor dosificacin que los crudos ligeros.

El exceso de dosificacin de demulsificante incrementa los costos de

tratamiento, incrementa el aceite contenido en la salmuera separada, puede



estabilizar aun ms la emulsin regular (agua/aceite) y puede producir

emulsiones inversas (agua/aceite).

Los demulsificantes deben ser inyectados tan temprano como sea posible (en

el fondo o en la cabeza del pozo). Esto permite ms tiempo de contacto y

puede prevenir la formacin de emulsin corriente abajo.

La inyeccin de demulsificante antes de una bomba, asegura un adecuado

contacto con el crudo y minimiza la formacin de emulsin por la accin de la

bomba.

La seleccin y preparacin del tipo de demulsificante debe coincidir con el

recipiente de tratamiento de la emulsin. Los tanque de lavado que tienen largo

tiempo de retencin (8-24 horas), requieren demulsificantes de accin lenta.

Por otro lado, los tratadores-calentadores y las unidades electrostticas con

corto tiempo de retencin (15-60 minutos) requieren desemulsificantes de

accin muy rpida.

Problemas como precipitacin de parafinas en climas fros, incremento de

slidos por corridas de diablo, adicin de compuestos qumicos para

estimulacin de pozos, pueden requerir el cambio del desemulsificante de

lnea.

Debido a que los agentes demulsificantes son tan numerosos y complejos para

permitir su completa identificacin, seleccionar el demulsificante ms adecuado

es un arte y una ciencia.

La seleccin est basada en pruebas empricas de laboratorio conocidas como

pruebas de botella, cuyo procedimiento especfico es descrito en el mtodo API

MPMS 10.4 (1988).



Obviamente, para el xito de la prueba de botella se requiere de una buena

muestra de la emulsin del sistema. Para que una muestra sea buena, debe

reunir las siguientes caractersticas:

1. Debe ser representativa de la corriente.

2. Debe ser un compsito de la produccin de los pozos individuales que estn

alimentando al tratador

3. Contener cantidades representativas de los qumicos presentes en el

sistema, tales como inhibidores de corrosin y parafinas

4. Debe ser fresca para evitar la estabilizacin por envejecimiento de la

emulsin.

El tratamiento qumico en general ofrece las siguientes ventajas:

1. La formacin de las emulsiones puede ser completamente prevenida

dosificando los desemulsificantes desde una etapa temprana del tratamiento.

2. La emulsin puede ser rota en fro, reduciendo los costos de calentamiento

de la emulsin y la prdida de gravedad asociada con el calentamiento.

Las desventajas del tratamiento qumico son:

1. Una sobre dosificacin puede producir nuevas emulsiones que son a

menudo ms difciles de romper que las emulsiones originales.

2. No siempre es econmico romper las emulsiones slo con el tratamiento

qumico, generalmente es necesario el uso de energa adicional, como

calentamiento o electricidad, para reducir los costos del tratamiento qumico.

2.11.1. ALTERNATIVAS PARA LOS SISTEMAS DE TRATAMIENTO MECNICO-FSICO Y TRMICO

El presente tem, tiene su origen en la necesidad de evaluar los sistemas de

tratamiento a que estn sometidos los fluidos producidos en dicha batera.



En el desarrollo del trabajo, conocida la necesidad se pasa a hacer un

reconocimiento del campo en cuanto a su geologa, sus caractersticas de

produccin y en cuanto a las caractersticas de los fluidos producidos. Luego

comienza a analizarse de una forma general los principales problemas que se

pueden presentar en el tratamiento de dichos fluidos.

Una vez obtenido toda esta serie de conocimientos, se estudia el proceso

mecnico-fsico y trmico que all estn sometidos fluidos y as se empieza a

evaluar dichos tratamientos buscando alternativas que sean tiles y eficaces a

la empresa.

Terminado el anlisis evaluativo, se dan las recomendaciones necesarias para

ponerlas en prctica en la batera; logrando de esta manera los objetivos de la

investigacin.

2.12. EMULSIONES 2.12.1. LA FORMACIN DE LA EMULSIN

Una emulsin es un sistema heterogneo (una fase, dos componentes)

consistente por lo menos en un liquido inmiscible (agua) disperso ntim

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