Deshidratación de crudo ook

8/12/2019 Deshidratación de crudo ook

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Deshidratación de crudo

ALUMNO• Piña Chargoy Fabián de Jesús Fernando

Instituto Tecnológico Superior de Poza RicaI.T.S.P.R.

Materia: Producción II

Profesor: Ing. Gustavo Espinoza Barreda



Una empresa productora de petróleo crudo debe deshidratary desalar éste por las siguientes razones:

Contenido deagua y sal

•En el mercado petrolero se compra y vende el crudo con un rango de 0.1 a 0.5 % volumen de agua y de 30 a 50 libras por

mil barriles (LMB) de contenido de salinidad

Gravedad

°API

•El petróleo crudo es comprado y vendido en base a la gravedad °API y un crudo con alta gravedad API es comprado a unmejor precio. El contenido de agua en el crudo baja la gravedad API y reduce su precio de venta.

•La viscosidad del crudo se incrementa con el aumento del contenido de agua. Añadiendo 1 % de agua se genera unincremento de 2 % en la viscosidad de un crudo de 30 °API y un 4 % en un crudo de 15 °API.

Gastos

•El envío y manejo de agua contenida en el crudo implica un gasto inútil de transporte y de energía.

Corrosión

•Las sales minerales presentes en la salmuera corroen el equipo de producción, ductos, carrostanques, y los tanques dealmacenamiento de crudo.

•En la refinación del crudo la presencia de salmuera asociada contribuye a los problemas de corrosión e incrustación yfallas de equipo. Bajo algunas circunstancias los iones cloruro se hidrolizan a ácido clorhídrico, el cual es extremadamentecorrosivo.



El agua presente en el crudo puede estar en forma libre o

emulsionada con el petróleo crudo.

El agua y el aceite son esencialmente inmiscibles, por lo tanto,estos dos líquidos coexisten como dos distintos.

Una emulsión es una suspensión cuasi-estable de finas gotas deun líquido dispersos en otro líquido.

Emulsiones

Figura 1.- Microfotografíade una emulsión agua enaceite (PETEX,1990,p.7)

• Dos líquidos inmiscibles• Agitación• Emulsificador



En los campos petroleros las emulsiones agua en aceite (w/o)son llamadas emulsiones regulares o directas y se refieren al aguadispersa en el aceite.

Mientras que las emulsiones aceite en el agua (o/w) son

llamadas emulsiones inversas y se refieren al aceite disperso en elagua.

Tipos de emulsiones



Esta clasificación simple no siempre es adecuada, ya queemulsiones múltiples o complejas (o/w/o ó w/o/w) puedentambién ocurrir:



En los crudos ligeros (>20 °API) las emulsiones contienentípicamente de 5 a 20 % volumen de agua.

En los crudos pesados (<20 °API) tienen a menudo de 10 a 35 %de agua

Figura 2.-Estimación de agua

emulsionadacontenida en crudo(NATCO, 1981)



La emulsiones pueden ser rotas por tres mecanismos que son:

Sedimentación (se refiere a la caída de las gotas de agua en elaceite crudo).

Agregación (agrupamiento de dos o más gotas).

Coalescencia (ocurre cuando las gotas originales pierden susidentidades y se funden en gotas más grandes).



Tratamiento químicoConsiste en aplicar un producto desemulsificante, el

cual debe ser inyectado tan temprano como sea posible anivel de superficie o en el fondo del pozo.

Esto permite más tiempo de contacto y puede prevenirla formación de emulsión y permite su posteriorseparación por gravedad.

Los desemulsificantes tienen tres acciones principales:1. Fuerte atracción hacia la interfase aceite-agua.2. Floculación.3. Coalescencia.



Los productos químicos desemulsificantes pueden caracterizarsecomo sigue:

Esteres Di-epóxicos Uretanos Resinas

Polialquenos Glicoles

Oxialquilados Poliaminas Alcanolaminas

Buenos deshidratadores



1. La formación de las emulsiones puede sercompletamente prevenida dosificando losdesemulsificantes desde una etapa temprana del

tratamiento.

2. La emulsión puede ser rota en frío, reduciendo loscostos de calentamiento de la emulsión y la pérdida degravedad asociada con el calentamiento.

Ventajas:



1. Una sobredosificación puede producir nuevasemulsiones que son a menudo más difíciles de romperque las emulsiones originales.

2. No siempre es económico romper las emulsiones sólocon el tratamiento químico, generalmente es necesario eluso de energía adicional, como calentamiento oelectricidad, para reducir los costos del tratamientoquímico.

Desvantajas:



El asentamiento gravitacional se lleva a cabo en grandes recipientesllamados tanques, sedimentadores, tanques de lavado, “gun barrels” y eliminadores de agua libre (EAL).

Los eliminadores de agua libre (EAL)son utilizados solamente para removergrandes cantidades de agua libre, la cual

es agua producida en la corriente, peroque no está emulsionada y se asientafácilmente en menos de 10-20 minutos.

Tratamiento gravitacional



El agua es removida por la fuerza de gravedad y esta remociónprovoca ahorros en el uso de combustible de los calentadores.

Los eliminadores de agua libre (EAL), no son lo mejor ya queellos solo remueven el agua libre. Los compuestos químicosrompedores de emulsión pueden, ser adicionados a la alimentacióndel recipiente. Los EAL están protegidos por aditamentos paraprevenir la corrosión por el efecto del agua de sal.



Otro sistema que es muy importante mencionar son los tanques de

lavado o comúnmente llamados “Gun Barrels”



Consiste en el calentamiento del crudo mediante equipos deintercambio de calor.

Tratamiento térmico

Calentadores

DirectosEl calor es transferido por

contacto directo de la corrientealimentada con el calentador.

Indirectos

Primero se calienta un fluido.Posteriormente pasa a través de

un intercambiador de calor elfluido de calentamiento transfiere

calor a la corriente dealimentación.



Las mismas funciones básicas son previstas en un calentadordirecto tipo horizontal, como se muestra en la figura .



1. Reduce la viscosidad de la fase continua2. Incrementa la diferencia de densidad entre la salmuera y el

crudo3. Promueve una mejor distribución del desemulsificante4. Disuelve las parafinas cristalizadas que le dan estabilidad a las

emulsiones.5. Debilita la película de emulsificante que rodea a las gotas de

agua.

Ventajas:



1. Provoca la migración de los compuestos más volátiles delcrudo hacia la fase gas. Esta pérdida de ligeros en el crudoprovoca una disminución de volumen del crudo calentado(encogimiento) 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

Desventajas



Tratamiento electroestáticoInvolucra la utilización de un campo eléctrico con el propósito de que las

gotas se muevan a los electrodos y caigan por gravedad, esto sucede porquelas partículas son atraídas entre si cuando se forma un campo eléctrico de altovoltaje.

Un tratador horizontal electrostático típico es mostrado en la figura



En la figura se observan los componentes eléctricos principalesde un tratador electrostático de corriente alterna (CA).



Los tratadores electrostáticos son usado generalmente

cuando existen las siguientes circunstancias:

• Cuando el gas combustible para calentar la emulsión no estádisponible o es muy costoso.

• Cuando la pérdida de gravedad API es económicamenteimportante.

• Cuando grandes volúmenes de crudo deben ser tratados enuna planta a través de un número mínimo de recipientes.



Las ventajas del tratamiento electrostáticos son:

• La emulsión puede ser rota a temperaturas muy por abajo que laque requieren los tratadores-calentadores.

• Debido a que sus recipientes son mucho más pequeños que los

tratadores calentadores, eliminadores de agua libre y gun-barrels,son ideales para plataformas petroleras marinas.

La mayor desventaja de los tratadores electrostáticos es el gastoadicional del sistema eléctrico requerido, sistemas de control y demantenimiento.



Las sales minerales están presentes en el crudo en diversas formas,tales como: cristales solubilizados en agua emulsionada, productos decorrosión o incrustación insolubles en agua y compuestosorganometálicos como las porfirinas o los naftenatos.

Desalado de petróleo crudo



El desalado, el cual continúa después de un proceso derompimiento de la emulsión y deshidratación consiste de lossiguientes pasos:1. Adición de agua de dilución (o menos salina) al crudo.2. Mezclado del agua de dilución con el crudo.

3. Deshidratación (tratamiento de la emulsión) para separar elaceite crudo y la salmuera diluida.



Como se muestra en la figura 8 el equipo convencional parael desalado incluye:

1. Un equipo convencional de deshidratación (eliminador deagua libre, tratador- calentador o unidad electrostática).

2. Una “tee” para inyectar el agua de dilución.

3. Un mecanismo que mezcle adecuadamente el agua dedilución con el agua y las sales del crudo.

4. Un segundo tratador (tipo electrostático o tratador-calentador) para separar nuevamente el crudo y la salmuera.



Los principales parámetros para el diseño del sistema de

desalado son:1. El nivel de deshidratación alcanzado2. La salinidad de la salmuera que entra con el crudo3. La eficiencia de mezclado

4. La salinidad del agua de dilución5. La especificación de salinidad requerida en el crudo desalado



No. DESCRIPCIÓN

NORMAS :

1.- NOM-001-ECOL “Límites máximos permisibles decontaminantes en las descargas residuales en aguas o bienesnacionales”.

2.- NMX-AA-005-SCFI-2000 “Determinación de grasas y aceitesen agua por extracción”.

3.- ASTM D-4007 “Determinación de contenido de agua enmuestras de petróleo crudo”.

4.- ASTM D-3230 “Determinación de contenido de sal en

muestras de petróleo crudo”.5.- ASTM-D-287 “Determinación de densidad relativa, pesoespecífico y densidad api de petróleo crudo”

NOM-143-SEMARNAT-2003 «Que establece las especificacionesambientales para el manejo de agua congénita asociada a

hidrocarburos»

6.- Ley General del Equilibrio Ecológico y Protección alAmbiente.

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