CLASIFICACIOacuteN DE CRUDO

Diferencias apreciables de propiedad aparecen entre aceites crudos como

resultado de las relaciones variables de los componentes del petroacuteleo crudo Para

un trato refinador con crudos de diferentes oriacutegenes un criterio simple puede ser

establecido para crudos de grupo con caracteriacutesticas similares Aceites crudos de

petroacuteleo pueden ser arbitrariamente clasificados en tres o cuatro grupos

dependiendo de la proporcioacuten relativa de las clases de hidrocarburos que

predomina en la mezcla El seguimiento describe tres tipos de crudos

1 Parafiacutenico La relacioacuten de hidrocarburos parafiacutenicos es alta en comparacioacuten a

aromaacuteticos y naftenos Elevados rendimientos en naftas reducido contenido en

azufre y elevados puntos de congelacioacuten

2 Nafteacutenico Las proporciones de hidrocarburos nafteacutenicos y aromaacuteticos son

relativamente maacutes alto que en los crudos parafiacutenicos

Elevados rendimientos de destilados medios bajo contenido en azufre y bajo

punto de congelacioacuten

3 Asfaacuteltico Contiene relativamente una gran cantidad de compuestos aromaacuteticos

polinucleares un alto contenido de asfaltenos y relativamente menos parafinas

que crudos parafiacutenicos Elevado rendimiento en residuo alto contenido en azufre y

metales y alta viscosidad

Clasificacioacuten de CREANGA

En 1961 Creanga desarrolloacute un sistema maacutes avanzado y que se basa en la

utilizacioacuten de dos series de medidas experimentales

En primer lugar los crudos se clasifican en siete tipos baacutesicos utilizando unos

paraacutemetros estructurales que representan los porcentajes de aacutetmos de carbono

que forman parte de estructuras parafiacutenicas nucleo naftenicos y nucleos

aromaacuteticos definidos como CP CN CA respectivamente Estos paraacutemetros

pueden calcularse faacutecilmente a partir de medidas experimentales como son la

densidad a 20degC (d) iacutendice de refraccioacuten a 20degC (n) y punto de anilina (PA) por

medio de unas ecuaciones

Tipos de crudo seguacuten su origen

EMULSIONES

Una emulsioacuten es una mezcla iacutentima y estable de agua y aceite Es un sistema

heterogeacuteneo constituido por lo menos por un liacutequido no miscible disperso

iacutentimamente en otro en forma de gotas cuyos diaacutemetros son generalmente

mayores a 01 micras La estabilidad de dicho sistema puede alterarse por medio

de agentes activos de superficie soacutelidos finamente divididos etc

Una emulsioacuten de crudo es una dispersioacuten de gotas de agua en el aceite Las

emulsiones producidas en campo se clasifican en tres grupos

1048707 Emulsiones de agua en aceite

1048707 Emulsiones de aceite en agua

1048707 Emulsiones complejas o muacuteltiples

Las emulsiones agua en aceite consisten en gotas de agua (partiacuteculas) en una

fase continua de aceite y las emulsiones aceite en agua consiste en gotas o

partiacuteculas de aceite en una fase continua de agua Las maacutes comunes son las

emulsiones agua en aceite las emulsiones aceite en agua se conocen como

emulsiones inversas Las emulsiones muacuteltiples son maacutes complejas y consisten de

gotas pequentildeas suspendidas en gotas maacutes grandes que estaacuten suspendidas en

una fase continua En la figura 31 se puede ver los tipos de emulsiones

Fig 31- Micrografiacuteas de los tipos de emulsiones

21-Emulsiones de Agua en Petroacuteleo Crudo

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

coexisten como dos distintos La frase aceite y agua no se mezclan expresa la

mutua insolubilidad de muchos hidrocarburos liacutequidos y el agua Las solubilidades

de hidrocarburos son bajas pero variacutean dramaacuteticamente desde 00022 ppm para

el

tetradecano hasta 1760 ppm del benceno en el agua La presencia de doble

enlace

carbono-carbono (por ejemplo alkenos dialkenos y aromaacuteticos) incrementan la

solubilidad del agua El agua estaacute lejos de ser soluble en hidrocarburos saturados

(por ejemplo parafinas o alcanos) y la solubilidad del agua decrece con el

incremento del peso molecular de los hidrocarburos

Una emulsioacuten es una suspensioacuten de finas gotas de un liacutequido dispersas en otro

liacutequido como se muestra en la figura 21 El liacutequido presente como pequentildeas

gotas es la fase dispersa o interna mientras que el liacutequido que lo rodea es la fase

continua o externa Las emulsiones algunas veces son clasificadas de acuerdo al

tamantildeo de las gotas dispersas consideraacutendose como macroemulsioacuten cuando el

rango de las gotas es de 10 a 150 micras y como microemulsioacuten o micela cuando

el tamantildeo de gotas variacutea de 05 a 50 micras

Existen tres requisitos para formar una emulsioacuten

bull Dos liacutequidos inmiscibles

bull Suficiente agitacioacuten para dispersar un liacutequido en pequentildeas gotas

bull Un emulsificador para estabilizar las gotas dispersas

Las emulsiones son causadas por turbulencia o agitacioacuten ya que el golpeteo

Dispersa una de las fases en muchas gotas pequentildeas La tensioacuten interfasial o

superficial tiende a la coalescencia de las gotas Muchas gotas dispersas en una

fase continua tienen una gran aacuterea colectiva interfasial sin embargo como las

partiacuteculas coalescen el aacuterea total interfasial disminuye La tensioacuten superficial

representa energiacutea potencial disponible para producir un aacuterea interfasial maacutes

pequentildea Luego la tendencia natural es que la coalescencia ocurra Una tensioacuten

interfasial baja aumenta la coalescencia de las gotas de la emulsioacuten Dos liacutequidos

puros inmiscibles no pueden formar una emulsioacuten estable sin la presencia de

fuerzas estabilizadoras de la emulsioacuten pequentildeas gotas se uniraacuten nuevamente y

decreceraacute el aacuterea interfasial la energiacutea total de superficie y la energiacutea libre de

Gibbs del sistema

Una tercera sustancia o agente emulsificante debe estar presente para estabilizar

la emulsioacuten El tiacutepico emulsificador es un agente activo de superficie o surfactante

Las moleacuteculas del surfactante son anfipaacuteticas es decir una parte de su moleacutecula

es hidrofiacutelica o soluble en agua y la otra es lipofiacutelica o soluble en aceite

Los surfactantes estabilizan las emulsiones por migracioacuten a la interfase aceite-

agua y forman una peliacutecula interfasial alrededor de las gotas Las moleacuteculas de

surfactantes se alinean ellas mismas en la interfase polar hidrofiacutelica en la fase

acuosa y en la no polar hidrofoacutebica en la fase aceite Esta peliacutecula estabiliza la

emulsioacuten debido a las siguientes causas

Reduce las fuerzas de tensioacuten superficial que se requiere para la coalescencia de

las gotas Este decremento en la tensioacuten superficial puede ser dramaacutetico

Antildeadiendo menos de 1 de un surfactante puede reducir la tensioacuten superficial de

las gotas de aceite en agua de 30-35 mNm

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

peliacutecula ha sido comparada como una envoltura plaacutestica

Si el surfactante es polar alineado en la superficie de las gotas de agua su carga

eleacutectrica provoca que se repelan unas gotas con otras

Un segundo mecanismo de estabilizacioacuten ocurre cuando los emulsificadores son

partiacuteculas soacutelidas muy finas Para ser agentes emulsificantes las partiacuteculas

soacutelidas deben ser maacutes pequentildeas que las gotas suspendidas y deben ser

humedecidos por el aceite y el agua Luego estas finas partiacuteculas soacutelidas o

coloides (usualmente con surfactantes adheridos a su superficie) se colectan en la

superficie de la gota y forman una barrera fiacutesica Ejemplos comunes de este tipo

de emulsificadores son el sulfuro de hierro y la arcilla

Los dos tipos de emulsiones agua-aceite son conocidas como aceite-en- agua

(ow) y agua-en-aceite (wo) Las emulsiones ow se refieren a aceite disperso en

el agua y las emulsiones wo se refieren a agua dispersa en el aceite El tipo de

emulsioacuten formada depende fundamentalmente del tipo de agentes emulsificantes

Una regla empiacuterica predice que surfactantes predominantemente solubles en

aceite forman emulsiones wo y surfactantes solubles en agua producen

emulsiones ow

En los campos petroleros las emulsiones agua-en aceite (wo) son llamadas

emulsiones regulares mientras que las emulsiones aceite en el agua (ow) son

llamadas emulsiones inversas Esta clasificacioacuten simple no siempre es adecuada

ya que emulsiones muacuteltiples o complejas (owo oacute wow) pueden tambieacuten ocurrir

Emulsiones del tipo owo se refieren a emulsiones consistentes en gotas de aceite

dentro de gotas de agua que estaacuten dispersas en fase continua de aceite Las

emulsiones wow tienen gotas de agua dispersas en gotas de aceite que a su vez

estaacuten dispersas en fase continua de agua El presente trabajo se centra en

emulsiones aguaen aceite porque eacutestas son las maacutes comunes en el manejo de

crudo

En las emulsiones regulares la fase acuosa dispersa es usualmente llamada agua

y sedimento (AyS) y la fase continua es aceite crudo El AyS es principalmente

agua salina sin embargo soacutelidos tales como arena Iodos carbonatos productos

de corrosioacuten y soacutelidos precipitados o disueltos se encuentran tambieacuten presentes

por lo que AyS tambieacuten es llamado agua y sedimento baacutesico (AySB)

Los agentes emulsificadores son numerosos y pueden ser clasificados de la

siguiente manera

1) Compuestos naturales de superficie activa tales como asfaacuteltenos y resinas

conteniendo aacutecidos orgaacutenicos y bases aacutecidos nafteacutenicos aacutecidos carboxiacutelicos

compuestos de sulfuro fenoles cresoles y otros surfactantes naturales de alto

peso molecular

2) Soacutelidos finamente divididos tales como arena arcilla finos de formacioacuten

esquistos Iodos de perforacioacuten fluidos para estimulacioacuten incrustaciones

minerales compuestos de corrosioacuten (por ejemplo sulfuro de fierro oacutexidos)

parafinas asfaacuteltenos precipitados Los fluidos para estimulacioacuten de pozos son

notablemente efectivos para formar emulsiones muy estables

3) Quiacutemicos antildeadidos tales como inhibidores de corrosioacuten biocidas limpiadores

surfactantes y agentes humectantes

Las emulsiones regulares producidas pueden ser clasificadas como duras y

suaves Por definicioacuten una emulsioacuten dura es muy estable y difiacutecil de romper

principalmente porque las gotas dispersas son muy pequentildeas Por otro lado una

emulsioacuten suave o dispersioacuten es inestable y faacutecil de romper En otras palabras

cuando un gran nuacutemero de gotas de agua de gran diaacutemetro estaacuten presentes ellas

a menudo se separan faacutecilmente por la fuerza gravitacional El agua que se separa

en menos de cinco minutos es llamada agua libre

La cantidad de agua remanente emulsificada variacutea en el rango de 0 a 60

volumen En los crudos ligeros (gt20ordm API) las emulsiones contienen tiacutepicamente

de 5 a 20 volumen de agua mientras que en los crudos pesados (lt 20ordm API)

tienen a menudo de 10 a 35 de agua tal como puede observarse en la figura

22 La cantidad de agua libre depende de la relacioacuten aguaaceite y variacutea

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 inyeccioacuten de vapor y la inyeccioacuten de agua a yacimientos son factores que

promueven la formacioacuten de emulsiones

En resumen los problemas de emulsiones en los campos petroleros llegan a ser

maacutes severos que los meacutetodos para incrementar la recuperacioacuten de aceite

211-Estabilidad y Rompimiento de la Emulsioacuten

Desde un punto de vista termodinaacutemico una emulsioacuten es un sistema inestable

Esto es debido que hay una tendencia natural para un sistema liacutequidoliacutequido de

separar y reducir su aacuterea interfacial y por tal su energiacutea interfacial Sin embargo

la mayoriacutea de las emulsiones son estables despueacutes de un periacuteodo de tiempo Las

emulsiones producidas en campo se clasifican en su grado de estabilidad cineacutetica

bull Emulsiones deacutebiles Las que tardan en separarse unos minutos El agua que se

separa se conoce maacutes bien como agua libre

bull Emulsiones medias Se separan en 10 minutos o maacutes

bull Emulsiones fuertes Se separan (algunas veces parcialmente) en horas o diacuteas

Las emulsiones se consideran dispersiones coloidales liacutequidoliacutequido Su

estabilidad cineacutetica es una consecuencia del tamantildeo de gotas y de la presencia de

una peliacutecula interfacial alrededor de las gotas de agua

Las emulsiones pueden ser rotas por tres mecanismos que son sedimentacioacuten

agregacioacuten y coalescencia La sedimentacioacuten se refiere a la caiacuteda de las gotas de

agua en el aceite crudo el agrupamiento de dos o maacutes gotas es llamado

agregacioacuten y por uacuteltimo la coalescencia que ocurre cuando las gotas originales

pierden sus identidades y se funden en gotas maacutes grandes reduciendo el aacuterea de

interfase total

El rompimiento de la emulsioacuten depende de los siguientes paraacutemetros peliacutecula

interfasial viscosidad de la fase continua tamantildeo de la gota relacioacuten de volumen

de fases temperatura ph edad salinidad de la salmuera y tipo de aceite

Peliacutecula Interfasial Las gotas dispersas estaacuten en constante movimiento por lo

tanto frecuentemente colisionan Una peliacutecula interfasial suficientemente fuerte

para evitar la coalescencia es absolutamente necesaria para mantener la

estabilidad de la emulsioacuten

Una mezcla de surfactantes forma un empaque cerrado produciendo una peliacutecula

mecaacutenicamente fuerte

Viscosidad de la Fase Continua Una viscosidad alta en la fase externa

disminuye el coeficiente de difusioacuten y la frecuencia de colisioacuten de las gotas por lo

que se incrementa la estabilidad de la emulsioacuten Una alta concentracioacuten de las

gotas tambieacuten incrementa la viscosidad aparente de la fase continuacutea y estabiliza la

emulsioacuten Las emulsiones son en general fluidos no newtonianos

Tamantildeo de la Gota Gotas muy pequentildeas producen emulsiones maacutes estables

porque las gotas maacutes grandes tienden a atraer a gotas maacutes pequentildeas Una gran

distribucioacuten de tamantildeos de partiacuteculas produce una emulsioacuten menos estable que

una distribucioacuten uniforme de tamantildeo de gota

Como se ha mencionado previamente el tamantildeo de las gotas variacutea desde 1 μm a

maacutes de 50 μm Generalmente las emulsiones tienen una distribucioacuten de las gotas

de agua En la figura 34 se muestran distribuciones tiacutepicas de emulsiones

aguaaceite Estas distribuciones se representan en histogramas o en funciones

de distribucioacuten

Fig 34 Distribucioacuten del tamantildeo de las gotas de una emulsioacuten de crudo

Por lo general las emulsiones que tienen gotas de agua pequentildeas seraacuten maacutes

estables Para separar el agua se tiene que coalescer el agua y mientras maacutes

pequentildeas sean las gotas mayor trabajo costaraacute separarlas La distribucioacuten de los

tamantildeos de las gotas afecta a la viscosidad de la emulsioacuten debido a que esta es

mayor mientras las gotas son maacutes pequentildeas La viscosidad de la emulsioacuten seraacute

mayor cuando la distribucioacuten del tamantildeo de las gotas sea estrecha

Relacioacuten de Volumen de Fase Incrementando el volumen de la fase dispersa se

incrementa el nuacutemero de gotas yo tamantildeo de gota el aacuterea interfasial y la tensioacuten

superficial La distancia de separacioacuten tambieacuten se reduce y esto incrementa la

colisioacuten de las gotas Todos estos factores reducen la estabilidad de la emulsioacuten

Temperatura Usualmente la temperatura tiene un efecto muy fuerte en la

estabilidad de la emulsioacuten Incrementando la temperatura se incrementa la difusioacuten

de las gotas decrece la viscosidad de la fase externa disminuye la peliacutecula

interfasial y se modifica la tensioacuten superficial Todos estos cambios decrementan

la estabilidad de la emulsioacuten

pH La adicioacuten de aacutecidos o bases inorgaacutenicos cambia radicalmente la formacioacuten de

peliacuteculas de asfaacuteltenos y resinas que estabilizan las emulsiones aguaaceite

Ajustando el ph se puede minimizar la estabilidad de la peliacutecula que estabiliza la

emulsioacuten e incrementar la tensioacuten superficial

El pH de la fase agua tiene una fuerte influencia en la estabilidad de la emulsioacuten

Las peliacuteculas riacutegidas de la emulsioacuten contienen aacutecidos orgaacutenicos y bases

asfaltenos con grupos ionizables y soacutelidos

El agregar aacutecidos inorgaacutenicos y bases influencia en la ionizacioacuten en las peliacuteculas

interfaciales y radicalmente cambia las propiedades fiacutesicas de las peliacuteculas El pH

del agua afecta la rigidez de las peliacuteculas interfaciales

El pH tambieacuten influencia en el tipo de emulsioacuten que se forma Un bajo pH (acidez)

generalmente produce emulsiones aguaaceite (que corresponden a peliacuteculas de

soacutelidos mojadas por aceite) sin embargo un pH alto (base) produce emulsiones

aceiteagua (que corresponden a peliacuteculas moacuteviles jabonosas mojadas por agua)

la figura 35 muestra el efecto del pH en la estabilidad de la emulsioacuten para un

crudo de Venezuela

Fig 35 Efecto del pH y de la concentracioacuten de desemulsificante en la estabilidad

de la emulsioacuten

El pH oacuteptimo para desemulsificar es aproximadamente de 10 sin agregar

desemulsificantes La adicioacuten de desemulsificantes aumenta la desemulsificacioacuten

despueacutes de una hora y la separacioacuten completa del agua se logra despueacutes de 24

horas en un rango diverso de pH

La composicioacuten de la salmuera tiene un efecto importante (en relacioacuten con el pH)

en la estabilidad de la emulsioacuten El pH oacuteptimo para una maacutexima estabilidad de la

emulsioacuten depende de las composiciones del crudo y de la salmuera

Edad La edad incrementa la estabilidad de la emulsioacuten porque el tiempo permite

que los surfactantes migren a la interfase de la gota

Esta peliacutecula o piel alrededor de la gota llega a ser maacutes gruesa maacutes fuerte y maacutes

dura La cantidad de agentes emulsificantes se incrementa por oxidacioacuten fotoacutelisis

evaporacioacuten o por la accioacuten de bacterias

Salinidad de la Salmuera La concentracioacuten de la salmuera es un factor

importante en la formacioacuten de emulsiones estables Agua fresca o salmuera con

baja concentracioacuten de sal favorecen la estabilidad de las emulsiones

Por el contrario altas concentraciones de sal provocan peacuterdida en la estabilidad

de las emulsiones

Tipo de Aceite Los crudos con aceite de base parafiacutenica usualmente no forman

emulsiones estables mientras que los crudos nafteacutenicos y de base mixta forman

emulsiones estables Ceras resinas asfaacuteltenos y otros soacutelidos pueden influenciar

la estabilidad de la emulsioacuten En otras palabras el tipo de crudo determina la

cantidad y tipos de emulsificadores naturales

Diferencia de densidad La fuerza neta de gravedad que actuacutea en una gota es

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

continua

Como vemos son muchos los factores que intervienen en la estabilidad y

rompimiento de una emulsioacuten pero el maacutes importante de todos es el de la peliacutecula

interfasial debido a que en eacutesta se encuentran dos fuerzas que se oponen

constantemente

1 La tensioacuten superficial del agua que permite que las gotas pequentildeas formen

gotas mayores las cuales cuando estaacuten suficientemente grandes se asientan por

gravedad

2 La peliacutecula del agente emulsificador que rodea a la gota la cual tiende a evitar

la unioacuten de las gotitas y auacuten en el choque de dos gotas tiende a quedar entre ellas

de manera que no puedan formar una gota maacutes grande

Rompimiento de la Emulsion

La desemulsificacioacuten o separacioacuten del aceite - agua ocurre principalmente en dos

etapas La Floculacioacuten y la Coalescencia La coalescencia ocurre cuando 2 o maacutes

gotas se hacen una dentro de una esfera homogeacutenea Esto pasa por el hecho que

la gota producida tendraacute un volumen igual a pero un aacuterea superficial maacutes pequentildea

que la suma de las gotas originales Tal que esta gota tendraacute una energiacutea de

superficie maacutes baja este estado es maacutes deseable Esto normalmente continuacutea

para formar esferas maacutes grandes hasta que la fase total de aceite es separada del

agua

En la figura 9 Se muestra una emulsioacuten de aceite en agua (gotas de aceite

dispersa en agua) a modo ilustrativo para tener un mejor entendimiento del

proceso de desestabilizacioacuten de una emulsioacuten Sin embargo el tipo de emulsioacuten

que tenemos en el tanque de slop es de agua en aceite (gotas de agua dispersa

en aceite) y su proceso de desestabilizacioacuten es similar tal como se muestra en la

figura 10 y es esta emulsioacuten la que seraacute sometida a tratamiento de

desemulsificacioacuten en friacuteo

La desestabilizacioacuten de este tipo de emulsioacuten (agua en emulsioacuten de aceite)

involucra baacutesicamente tres pasos llamados floculacioacuten seguido por la

sedimentacioacuten de las gotas de agua debido a la diferencia de densidades y

finalmente la coalescencia de las gotas individuales de agua Grandes tamantildeo de

gotas alta diferencia de densidades entre la fase acuosa y de aceite y una baja

viscosidad de la fase continua causan altos rates de sedimentacioacuten Pero si

enfocamos la desestabilizacioacuten desde un punto de vista maacutes detallado tenemos

Floculacioacuten de las gotas para formar un racimo Coalescencia subsiguiente de las

gotas en contacto Separacioacuten de soacutelidos libres de hidrocarburos presentes en

cada gota Agrupacioacuten de soacutelidos dispersados producidos en la separacioacuten

mediante un tiempo de reposo

4211 Floculacioacuten

La floculacioacuten depende de la velocidad de decantacioacuten de las gotas Seguacuten la ley

de Stokes esta velocidad es directamente proporcional al cuadrado del radio de la

gota y a la diferencia de densidades entre la gota de agua y el crudo y es

inversamente a la viscosidad del volumen de liacutequido total Por este hecho la tasa

de decantacioacuten de las gotas es extremadamente corta en un Slop viscoso pesado

ocasionando una emulsioacuten muy estable La importancia de la floculacioacuten tambieacuten

explica la facilidad relativa de desemulsificacioacuten de una emulsioacuten que contiene

gran porcentaje de agua En un sistema de esta naturaleza la intercolisioacuten y

subsiguiente coalescencia de gotas es maacutes probable que en un sistema donde se

contengan una pocas gotas aisladas en un gran volumen de aceite La floculacioacuten

tambieacuten puede ocasionarse por poliacutemeros antifiacutelicos absorbibles en la interfase de

las gotas Un poliacutemero con muacuteltiples segmentos absorbibles puede ocasionar

floculacioacuten al crear puente entre las gotas Una moleacutecula polimeacuterica con

segmentos absorbidos sencillos puede tambieacuten ocasionar floculacioacuten al interactuar

con otros poliacutemeros absorbidos en las distintas gotas Ver figura 11

4212 Coalescencia

Para ldquoromperrdquo estas emulsiones las gotas floculadas tienen que aglomerarse lo

mismo los soacutelidos (coalescer) Las caracteriacutesticas microscoacutepicas de un proceso de

cuales ciencias son bastantes complejas pues involucran la eliminacioacuten de la

peliacutecula gruesa de liacutequido (superior a 1000 A) de la fase continua que separa las

gotas de agua y partiacuteculas soacutelidas en un agregado La peliacutecula que se encuentra

entre las gotas se adelgaza mediante forma uniforme y continua mediante el

drenaje laminar (flujo Reynolds) de la fase externa Este flujo estaacute regido por la

viscosidad y densidad de la fase continua Se trata de un proceso relativamente

lento para emulsiones de Slop muy pesados y viscosos A diferencia de este

descenso lento suave y uniforme del espesor de la peliacutecula eacutesta tambieacuten puede

adelgazarse en forma localizada y discontinuacutea de manera catastroacutefica Este

adelgazamiento localizado se debe a las ondulaciones de la superficie de la gota y

depende de las propiedades de la superficie especiacuteficamente de la viscosidad El

resultado final de este proceso de adelgazamiento es la creacioacuten de un orificio en

la peliacutecula estabilizante o la formacioacuten de una peliacutecula estable

TRATAMIENTO DE CRUDOS

El tratamiento de las emulsiones se realiza en dos etapas baacutesicas la

deshidratacioacuten donde el contenido de agua a 1 o 2 el desalado donde se

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

remanente

Deshidratacioacuten

En esta etapa se remueve el agua libre y las gotas de mayor tamantildeo Los agentes

quiacutemicos 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 emulsioacuten la temperatura del aceite a la entrada del sistema la volatilidad del

aceite y el costo de calentamiento Un diagrama del proceso de deshidratacioacuten se

presenta en la Fig VII4 Se incluyen

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

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 deshidratacioacuten donde el contenido de agua se reduce a 02-2 de

agua

Desalado

En esta segunda etapa el agua residual (02-2) y la salinidad asociada se

reduce mediante la adicioacuten de agua de baja salinidad De acuerdo con los

resultados de campo el volumen de agua de dilucioacuten es aproximadamente 2 oacute 3

veces el volumen de agua residual Sin embargo esta relacioacuten podraacute variar

considerando los siguientes factores

1) La salinidad del agua residual

2) El porcentaje de agua remanente despueacutes de la etapa de deshidratacioacuten

3) La salinidad del agua de dilucioacuten

4) Eficiencia del mezclado del agua de dilucioacuten con la emulsioacuten

5) Contenido de sal requerido al final del tratamiento

La deshidratacioacuten y desalado de crudos deben combinarse aunque no

siempre en la misma planta para mantener el agua y la sal dentro de

especificaciones Los valores maacuteximos generalmente aceptados son 10 de

agua y 100 LMB para manejarse en oleoductos y 01 de agua y 20 LMB para

refinacioacuten o exportacioacuten

DESHIDRATACIOacuteN DEL PETROacuteLEO

La Deshidratacioacuten del Petroacuteleo es el proceso mediante el cual se separa el agua

asociada con el petroacuteleo ya sea en forma emulsionada o libre hasta lograr reducir

su contenido a un porcentaje previamente especificado Generalmente este

porcentaje es igual o inferior al 1 de agua

241 FORMACIOacuteN DE EMULSIONES

Una emulsioacuten es una mezcla de dos liacutequidos inmiscibles es decir liacutequidos bajo

condiciones normales no se mezclan Uno de los liacutequidos se encuentra dispersado

dentro del otro en forma de gotas muy pequentildeas tal como se puede observar en

la Figura 25 pueden variar en tamantildeo desde partiacuteculas como 000001 mm En el

proceso de extraccioacuten de petroacuteleo la mezcla bifaacutesica petroacuteleo crudo y agua se

desplazan en un medio poroso a una velocidad del orden de 1 piediacutea lo que

significa que es insuficiente para que se forme una emulsioacuten

Sin embargo el arreglo de tuberiacuteas y accesorios (bombas equipos auxiliares

vaacutelvulas codos) producen una agitacioacuten suficiente para que el agua se mezcle

con el petroacuteleo y forme asiacute una emulsioacuten

Existen tres requisitos esenciales para formar una emulsioacuten WO (waacuteter and oil)

bull Dos liacutequidos inmiscibles como es el caso agua y petroacuteleo

bull Agitacioacuten suficiente para dispersar partiacuteculas de un liacutequido al otro

bull Un agente emulsionante para estabilizar gotas dispersas en la fase continuacutea

En los campos petroleros las emulsiones de agua en aceite (WO) son llamadas

emulsiones directas mientras que las emulsiones de aceite en agua (OW) son

llamadas emulsiones inversas Esta clasificacioacuten simple no siempre es adecuada

ya que emulsiones muacuteltiples o complejas (oWO oacute wOW) pueden tambieacuten

ocurrir

242 FACTORES DE INFLUENCIA EN LA FORMACIOacuteN DE EMULSIONES

2422 Agentes Emulsionantes

Los agentes emulsionantes son numerosos y pueden ser clasificados de la

siguiente manera

bull Compuestos naturales surfactantes tales como asfaltenos y resinas conteniendo

aacutecidos orgaacutenicos y bases aacutecidos nafteacutenicos aacutecidos carboxiacutelicos compuestos de

azufre fenoles cresoles y otros surfactantes naturales de alto peso molecular

bull Soacutelidos finamente divididos tales como arena arcilla lodos de perforacioacuten

fluidos para estimulacioacuten incrustaciones minerales productos de la corrosioacuten (por

ejemplo sulfuro de hierro oacutexidos) parafinas asfaltenos precipitados Los fluidos

para estimulacioacuten de pozos pueden contribuir a formar emulsiones muy estables

bull Quiacutemicos de produccioacuten antildeadidos tales como inhibidores de corrosioacuten biocidas

limpiadores surfactantes y agentes humectantes

2423 Fases de una emulsioacuten

En una emulsioacuten el liacutequido dispensado dentro de otro en forma de gotas

pequentildeas se conoce como la fase dispersada o fase interna El liacutequido que

circunda de las gotas dispersadas se conoce como la fase continua o fase

externa Una emulsioacuten de petroacuteleo y agua puede tener cualquiera de los liacutequidos

como fase dispersa dependiendo de las caracteriacutesticas del agente emulsificante

Pero la mayoriacutea de los casos es el agua la que estaacute dispersa en forma de gotas en

el petroacuteleo Las emulsiones pueden contener desde una traza hasta un 90 o maacutes

de agua Pueden ser finas oacute gruesas dependiendo de muchos factores que

incluyen las propiedades de los liacutequidos el porcentaje de cada uno y el tipo y la

cantidad de emulsificador presente

En raras ocasiones las emulsiones producidas en los campos son reversas o

invertidas es decir donde la fase dispersa es una gota de emulsioacuten petroacuteleo-agua

y la fase continua en petroacuteleo En la Figura 26 podemos estimar el porcentaje de

agua emulsionada contenida en el petroacuteleo

25 MEacuteTODOS DE TRATAMIENTO DE DESHIDRATACIOacuteN

La comercializacioacuten de petroacuteleo despueacutes de haber sido tratada debe cumplir

exigencias miacutenimas de calidad en cuanto a contenido de agua y sedimentos

(BSampW) y contenido de la sal (libras por mil barriles de petroacuteleo) En general las

refineriacuteas del no aceptan petroacuteleos crudos con valor BSampW superior al 1 o

contenidos de sal por encima de 15 libras por cada mil barriles de crudo Con el fin

de que el petroacuteleo cumpla con las condiciones de calidad es necesario tratar las

emulsiones para romperlas Para romper una emulsioacuten se debe debilitar

neutralizar o destruir la sustancia emulsificante con el fin de que las gotas de

agua puedan unirse y precipitarse por gravedad Las instalaciones tiacutepicas

disponen de varios meacutetodos como son los que se especifica a continuacioacuten

Tratamiento quiacutemico

Tratamiento gravitacional

Tratamiento electrostaacutetico

Tratamiento teacutermico

251 TRATAMIENTO QUIacuteMICO

El tratamiento quiacutemico consiste en agregar a la emulsioacuten ciertas sustancias

quiacutemicas conocidas como ldquoagentes demulsificantesrdquo las cuales se concentran

para atacar la sustancia emulsificante y destruir la emulsioacuten Los demulsificantes

tienen tres acciones principales

1 Fuerte atraccioacuten hacia la interface aceite-agua ellos deben desplazar o

neutralizar a los emulsificadores presentes en la peliacutecula de la interfase

2 Floculacioacuten neutralizan las cargas eleacutectricas repulsivas entre las gotas

dispersas permitiendo el contacto de las mismas

3 Coalescencia permiten que pequentildeas gotas se unan a gotas maacutes grandes que

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

rodea y estabiliza las gotas sea rota

Los demulsificantes son insolubles con el agua pero solubles en aceite esto sirve

para que puedan dispersarse y alcancen las gotas de agua en la fase crudo-agua

2511 Rangos de dosificacioacuten

La dosificacioacuten en forma de choque no es muy recomendable se debe realizar en

forma continua en la relacioacuten determinada en campo o en pruebas de laboratorio

(pruebas de botella5 2512 Seleccioacuten del tipo de demulsificante ) Los rangos de

dosificacioacuten 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

dosificacioacuten que los crudos ligeros

El exceso de dosificacioacuten de demulsificante incrementa los costos de tratamiento

incrementa el aceite contenido en el agua de formacioacuten puede estabilizar aun maacutes

la emulsioacuten regular (WO) y puede producir emulsiones inversas (OW)

2512 Seleccioacuten del tipo de demulsificante

La seleccioacuten de demulsificante se realiza mediante pruebas empiacutericas llamadas

pruebas de botella cuyo meacutetodo es especificado en la norma API MPMS 104

Las teoriacuteas de coacutemo actuacutean los desemulsificantes estaacuten incompletas

Estas teoriacuteas fallan al pretender explicar el funcionamiento de los diferentes tipos

de compuestos quiacutemicos Sin embargo dos generalidades son vaacutelidas

Primero los desemulsificantes efectivos tienen alto peso molecular que son

comparables a los surfactantes naturales Segundo usados como emulsificadores

los desemulsificantes tienden a producir emulsiones inversas(ow)

Una teoriacutea tradicional acerca de coacutemo trabajan los desemulsificantes es que ellos

neutralizan a los agentes emulsificadores en otras palabras rompen las

emulsiones wo al tender en forma natural a formar emulsiones ow Otra

explicacioacuten es que los desemulsificantes hacen que la peliacutecula que rodea a la gota

de agua se vuelva muy riacutegida o se contraiga para finalmente romperse

Los productos quiacutemicos desemulsificantes pueden caracterizarse como sigue

Esteres son buenos deshidratadores provocan una asentamiento lento de

las gotas de agua pero al sobre dosificarse provocan emulsiones inversas

(ow)

Di-epoacutexicos son excelentes deshidratadores pero provocan un

asentamiento lento de las gotas de agua

Uretanos buenos deshidratadores provocan un asentamiento lento de las

gotas de agua

Resinas son buenos deshidratadores provocan un asentamiento raacutepido de

las gotas de agua dan un agua separada limpia

Polialquilenos pobres deshidratadores lento asentamiento de las gotas de

agua

Glicoles requiere mezclarse con otros para aplicarse

Sulfonatos buenos humectantes de soacutelidos y tiene capacidad para el

asentamiento de las gotas de agua sobre dosificaacutendose no causa

emulsiones inversas (ow) pero pueden causar la precipitacioacuten de

partiacuteculas de sulfuro de fierro en el agua separada

Poliesteraminas agentes de superficie activa violentos deshidratan en

bajas dosificaciones al sobredosificarse producen emulsiones inversas

(ow)

Oxialquilados buenos agentes humectantes son usados en mezclas

Poliaminas son lentos en el asentamiento de las gotas de agua

Alcanolaminas son raacutepidos en el asentamiento de las gotas de agua

Un soacutelo compuesto quiacutemico no puede proveer las tres acciones requeridas

anteriormente citadas por lo que los desemulsificantes comerciales son una

mezcla de varios desemulsificantes baacutesicos (30-60 ) maacutes la adicioacuten de solventes

adecuados tales como nafta aromaacutetica pesada benceno tolueno o alcohol

isopropiacutelico para obtener un liacutequido que fluya a la menor temperatura esperada

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

puedan difundirse raacutepidamente a traveacutes de la fase de aceite y alcancen las gotas

de agua

Por el contrario los desemulsificantes para emulsiones inversas ow son muy

solubles en agua Comuacutenmente son poliaminas cuaternarias de amonio de alto

peso molecular mezcladas con aluminio hierro o cloruro de zinc

Los desemulsificantes deben ser dosificados en forma continua en la relacioacuten

determinada por pruebas de botella yo pruebas de campo La dosificacioacuten en

forma de choque no es muy recomendable Los rangos de dosificacioacuten 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 dosificacioacuten que los crudos

ligeros El exceso de dosificacioacuten de desemulsificante incrementa los costos de

tratamiento incrementa el aceite contenido en la salmuera separada puede

estabilizar auacuten maacutes la emulsioacuten regular (aguaaceite) y puede producir emulsiones

inversas (aceiteagua)

Los desemulsificantes deben ser inyectados tan temprano como sea posible (en el

fondo o en la cabeza del pozo) Esto permite maacutes tiempo de contacto y puede

prevenir la formacioacuten de emulsioacuten corriente abajo

La inyeccioacuten de desemulsificante antes de una bomba asegura un adecuado

contacto con el crudo y minimiza la formacioacuten de emulsioacuten por la accioacuten de la

bomba

La seleccioacuten y preparacioacuten del tipo de desemulsificante debe coincidir con el

recipiente de tratamiento de la emulsioacuten Los tanque de lavado que tienen largo

tiempo de retencioacuten (8-24 horas) requieren desemulsificantes de accioacuten lenta Por

otro lado los tratadores-calentadores y las unidades electrostaacuteticas con corto

tiempo de retencioacuten (15-60 minutos) requieren desemulsificantes de accioacuten muy

raacutepida Problemas como precipitacioacuten de parafinas en climas friacuteos incremento de

soacutelidos por workovers y adicioacuten de compuestos quiacutemicos para estimulacioacuten de

pozos pueden requerir el cambio del desemulsificante de liacutenea

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

permitir su completa identificacioacuten seleccionar el desemulsificante maacutes adecuado

es un arte y una ciencia La seleccioacuten estaacute basada en pruebas empiacutericas de

descrito en el meacutetodo API MPMS 104 (1988)

Obviamente para el eacutexito de la prueba de botella se requiere de una buena

muestra de la emulsioacuten del sistema Para que una muestra sea buena debe reunir

las siguientes caracteriacutesticas

1 Debe ser representativa de la corriente

2 Debe ser un compuesto de la produccioacuten de los pozos individuales que estaacuten

alimentando al tratador

3 Contener cantidades representativas de los quiacutemicos presentes en el sistema

tales como inhibidores de corrosioacuten y parafinas

4 Debe ser fresca para evitar la estabilizacioacuten por envejecimiento de la emulsioacuten

El tratamiento quiacutemico en general ofrece las siguientes ventajas

1 La formacioacuten de las emulsiones puede ser completamente prevenida

dosificando los desemulsificantes desde una etapa temprana del tratamiento

2 La emulsioacuten puede ser rota en friacuteo reduciendo los costos de calentamiento de

la emulsioacuten y la peacuterdida de gravedad asociada con el calentamiento

Las desventajas del tratamiento quiacutemico son

1 Una sobredosificacioacuten puede producir nuevas emulsiones que son a menudo

maacutes difiacuteciles de romper que las emulsiones originales

2 No siempre es econoacutemico romper las emulsiones soacutelo con el tratamiento

quiacutemico generalmente es necesario el uso de energiacutea adicional como

calentamiento o electricidad para reducir los costos del tratamiento quiacutemico

252 TRATAMIENTO GRAVITACIONAL

El meacutetodo por asentamiento gravitacional que consiste en la demulsificacioacuten del

agua en el crudo mediante tiempo de retencioacuten y diferencia de densidades se lleva

a cabo en dos diferentes equipos Eliminadores de agua libre (FWKO) y Tanque

de lavado (Wash Tank) Los eliminadores de agua libre (FWKO) sirven para

remover grandes cantidades de agua no emulsionada en la corriente de los fluidos

que llega a la estacioacuten desde los pozos productores y se asientan faacutecilmente en

menos de 5-20 minutos Estos recipientes se encuentran disentildeados bajo la norma

ASME SECCTION VIII

div 1 y en su parte interna estaacute constituido por bafles para direccionar los fluidos

y platos de coalescencia para deshidratar el gas natural El petroacuteleo separado del

agua libre al contener un porcentaje de agua emulsionada que variacutea entre 1 a 30

de BSW (corte de agua) lo cual implica tratarlo en otro sistema que es el tanque

de lavado (Wash Tank) estos tanques operan con la mitad de agua (colchoacuten de

agua) y la otra parte es petroacuteleo El crudo emulsionado entra en la parte inferior a

una altura de 3 pies de lo cual implica que el agua llegue con el crudo y entre en

contacto con el agua del tanque de lavado con lo que se lleva a cabo la

coalescencia del agua mediante el flujo que se ve forzada por bafles internos de la

cual permite incrementar el tempo de retencioacuten Los tanques de lavado se

encuentran disentildeados bajo la norma API 650 El tratamiento quiacutemico el tiempo de

retencioacuten del tanque de lavado y la diferencia de densidades del petroacuteleo y la

emulsioacuten permite que el petroacuteleo ascienda en la parte superior a formar parte de

la zona del petroacuteleo deshidratado este proceso de deshidratacioacuten en el tanque de

lavado se lleva a cabo en un tiempo de residencia que puede estar entre 3 y 36

horas

253 TRATAMIENTO ELECTROSTAacuteTICO

Cuando el crudo cuya gravedad se encuentran por debajo de los 12deg API ya no

resulta rentable utilizar los tanques de lavado para su deshidratacioacuten debido a su

velocidad de asentamiento para estos casos es necesariamente utilizar el meacutetodo

de deshidratacioacuten electrostaacutetica Este meacutetodo se basa principalmente por el efecto

que produce un campo eleacutectrico en la velocidad de asentamiento de las partiacuteculas

de agua contenidas en la emulsioacuten

2531 Principio electrostaacutetico de coalescencia

Este principio se basa en la estructura de la moleacutecula de agua Esta moleacutecula

responde a un campo eleacutectrico por su configuracioacuten Las gotas de agua que se

encuentran dispersas en el petroacuteleo formando la emulsioacuten estas gotas de agua

en su forma natural son esfeacutericas y se encuentran en el estado maacutes bajo de

energiacutea libre Por lo tanto la gota no es dipolar en su estado natural Sin embargo

al aplicarse un campo eleacutectrico se hace dipolar En este caso la gota pasa de una

forma esfeacuterica a una elipsoidal Las cargas positivas se encuentran en un extremo

del elipsoide y las cargas negativas en el otro extremo Cuando se produce la

elongacioacuten para que la gota alcance la forma elipsoidal se afecta la peliacutecula

superficial de la gota haciendo que las gotas adyacentes de diferente polaridad

eleacutectrica se atraigan y choquen formando asiacute la coalescencia dando origen a una

gota maacutes grande que cae con mayor rapidez

2532 Caracteriacutesticas de un coalescedor electrostaacutetico

Un deshidratador electrostaacutetico estaacute dividido en 3 secciones Figura 27 La

primera seccioacuten ocupa aproximadamente el 50 de su longitud y es llamada

ldquoSeccioacuten de calentamientordquo La segunda seccioacuten es llamada ldquoSeccioacuten central o

control de nivelrdquo y esta ocupa por alrededor del 10 de su longitud ubicada

adyacente a la seccioacuten de calentamiento La tercera seccioacuten ocupa el 40 de la

longitud del deshidratador y es denominada ldquoSeccioacuten de asentamientordquo del agua

suspendida para producir crudo limpio Las parrillas de electrodos de alto voltaje

estaacuten localizadas en la parte superior del recipiente arriba de la interface agua

aceite

La velocidad de asentamiento por gravedad es muy lenta tal como se expone en

la Ley de Stokes Por ejemplo una gota de agua de 20 micras de diaacutemetro en un

crudo de 33 degAPI a 100 degF y una viscosidad de 65 cp se asienta a una velocidad

de 007 fthr

La moleacutecula de agua es polar (figura 24) por lo tanto un campo eleacutectrico

incrementa la coalescencia de las gotas dispersas en el aceite por dos

mecanismos que actuacutean simultaacuteneamente (Lucas R N 1976)

1 Sometidas a un campo electrostaacutetico las gotas de agua adquieren una carga

eleacutectrica neta

2 La distribucioacuten al azar de las gotas de agua en el seno del aceite al pasar por el

campo electrostaacutetico se alinean con su carga positiva orientada al electrodo

cargado (negativo)

254 TRATAMIENTO TEacuteRMICO

El tratamiento teacutermico constituye un meacutetodo efectivo y econoacutemico para la

deshidratacioacuten del petroacuteleo y en la mayoriacutea de los casos se utiliza para ayudar en

otros procesos Antes de aplicar la transferencia de calor es necesario separar el

agua libre y el gas con el fin de reducir la energiacutea que se debe aplicar para

calentar el petroacuteleo ya que se requiere 350 BTU para calentar un barril de agua

en 1ordmF y solamente se requiere 150 BTU para calentar un barril de crudo El

calentamiento ayuda al rompimiento de las emulsiones debido a que tiene los

siguientes efectos sobre ella

bull Dilata la peliacutecula superficial que rodea a las gotas de agua debilitaacutendola y

facilitaacutendola la coalescencia entre ellas

bull Origina y aumenta el movimiento de las moleacuteculas de agua produciendo

colisiones cada vez maacutes violentas que ayudan tambieacuten al rompimiento de la

peliacutecula superficial que rodea a la moleacutecula de agua

bull Aumenta la diferencia de densidades entre agua y petroacuteleo facilitando tambieacuten

el asentamiento de las gotas de agua

bull Reduce la tensioacuten superficial del agua facilitando la unioacuten de las gotas ya que

tienden a tomar una superficie coacutencava y a ofrecer mayor superficie de contacto

con el petroacuteleo

bull Reduce la viscosidad del petroacuteleo

La aplicacioacuten de calor para romper la emulsioacuten se puede hacer por medio de

intercambiadores de calor calentadores directos o indirectos y tratadores

teacutermicos

2541 Intercambiadores de Calor

Los intercambiadores de calor son dispositivos en los cuales cumplen una funcioacuten

especiacutefica tal como indica su nombre intercambiar calor entre dos fluidos que no

se mezclan En los procesos petroleros el disentildeo exclusivo de los

intercambiadores de calor es el de tubos y coraza debido a su amplio rango de

servicio y su alta resistencia a diversas condiciones de operacioacuten Normalmente la

transferencia de calor se produce por contacto directo del crudo emulsionado y del

fluido que proporcionaraacute calor usualmente el crudo pasa por los tubos y el fluido

de trabajo por la coraza esto ayuda a que exista un contacto total con turbulencia

del fluido de trabajo para quo no exista puntos muertos y que la transferencia de

calor sea maacutes eficiente Los intercambiadores de calor ademaacutes de ser eficientes

teacutermicamente su mantenimiento es faacutecil ya que uacutenicamente se lo realiza maacutes a

menudo al haz de tubos y los costos asociados a este son bajos

2542 Calentadores Directos

Este tipo de calentadores lleva a cabo la transferencia de calor por contacto

directo entre el crudo emulsionado y la superficie del calentador esto permite

manejar grandes voluacutemenes de fluido con un menor consumo de combustible Son

raacutepidos eficientes y de costo relativamente bajo La desventaja es que son

peligrosos a explosioacuten requieren de supervisioacuten constante y desperdician

productos livianos Su principal uso estaacute en calentar emulsiones no corrosivas que

esteacuten en baja presioacuten

2543 Calentadores Indirectos

Este tipo de calentadores la emulsioacuten fluye traveacutes de tubos sumergido en agua

donde la transferencia de calor se produce indirectamente por medio del agua que

estaacute alrededor del quemador y recibe de este el calor

Los calentadores indirectos presentan una ventaja de mantener la temperatura

constante y no presenta peligro de explosioacuten Como desventaja se puede notar

que requiere de varias horas para calentar despueacutes de un periacuteodo inactivo

Haciendo imposible tratar una emulsioacuten inmediatamente Sus capacidades son

aproximadamente de 2000 barriles de emulsioacuten por diacutea para un aumento de

temperatura de 100 ordmF

2544 Tratadores Teacutermicos

Los tratadores teacutermicos son equipos que combinan el proceso de calentamiento

con un sistema de coalescencia que ademaacutes de calentar el fluido se le da un

tiempo de retencioacuten para que se realice la separacioacuten de crudo y agua

emulsionada Son equipos que permiten desgasificar y drenar agua decantada La

norma API 5L recomienda el uso de estos equipos cuando el porcentaje de agua

emulsionada es menor o igual al 20 ademaacutes para una mejor eficiencia del

proceso de deshidratacioacuten es necesario determinar la temperatura a la cual el

crudo alcanza como miacutenimo una viscosidad de 150 SSU (25 ndash 30 Cp)

Tratamiento Mecaacutenico

Existen en la industria petrolera diversos procesos mecaacutenicos y fiacutesicos para

reducir el nivel de agua y sedimentos (AyS) del crudo producido a los liacutemites

establecidos entre operadoras y compradoras Antiguamente se contaban con

medios pocos desarrollados para realizar las labores de deshidratacioacuten de crudo

pero simultaacuteneamente con el desarrollo de la industria y con la consiguiente

necesidad de tratar el petroacuteleo producido se fueron desarrollando nuevas teacutecnicas

tendientes a lograr procesos de tratamiento con resultados tan satisfactorio como

fuera posible

Los principios en las cuales se basan para realizar la separacioacuten fiacutesica de vapor

liacutequidos o soacutelidos son el momentum oacute cantidad de movimiento la fuerza de

gravedad y la coalescencia como ya hemos mencionado Toda separacioacuten puede

emplear uno o maacutes de estos principios pero siempre las fases de los fluidos

deben ser inmiscibles y de diferentes densidades para que ocurra la separacioacuten

Dentro de esta gama de separadores mecaacutenicos se pueden mencionar por ser

los maacutes usados dentro de la industria petrolera los siguientes

A Separadores API

B Calentadores

C Despojadores de agua libre DAL

D Centrifugadores

E Platos Paralelos y Corrugados

En adelante se presentaraacuten algunos de los dispositivos de separacioacuten mecaacutenica

que se acaban de mencionar como lo son los separadores API y calentadores

dejando para capiacutetulos continuos la base teoacuterica de los otros restantes son los de

mayor intereacutes en esta investigacioacuten

A-Separadores API (Maston 1990)

Los separadores API son usados ampliamente en las refineriacuteas y son aceptados

generalmente como la norma en lo que a dispositivos de separacioacuten de

crudoagua se refiere Muchos autores dan recomendaciones de criterios de

disentildeo para estas unidades las cuales estaacuten compuestas de uno o maacutes canales

de flujo con una seccioacuten rectangular tanto horizontal como vertical Estos

recomiendan un ancho de canal de 6 a 20 ft (18 a 61 m) y una profundidad de 3 a

8 ft (091 a 244 m) Tambieacuten la relacioacuten anchoprofundidad esta restringida a

valores de 03 a 05 Modelos experimentales de separadores han mostrado bajas

eficiencias para relaciones anchoprofundidad por debajo de 02 El agua drenada

de los tanques fluye longitudinalmente a traveacutes de este canal mientras que las

gotas de crudo suben a la superficie para ser removidas

El criterio de disentildeo de los API (apeacutendice J) fue concebido para confirmar la

inherente suposicioacuten en este tipo de separadores crudoagua de que el mismo

criterio podriacutea ser aplicado a los DAL horizontales Este criterio incorpora un

disentildeo con diaacutemetro de gota de 0015 cm y asume que la velocidad de asenso

obedece a la ley de Stokes Las especificaciones de los separadores permiten que

las gotas de crudo lleguen a la superficie donde seraacuten removidas al final del

recorrido longitudinal El flujo es un factor intriacutenseco dentro de este criterio de

disentildeo el cual es un factor de compensacioacuten para cortocircuitos y turbulencia

necesaria

B-Calentadores

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

forma en que se aplica el calor

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

directo de la corriente alimentada con el calentador Aunque este tipo presenta

problemas de sedimentos y de corrosioacuten pueden manejar mayores voluacutemenes de

fluidos con menor gasto de combustible que los calentadores indirectos

Estos calentadores directos operan eficientemente en procesos operando en baja

presioacuten y donde los fluidos manejados no son muy corrosivos

El esquema tiacutepico de calentadores-tratadores directos tipo vertical y horizontal

se muestra en las figuras 27 y 28 respectivamente

El disentildeo normal de un tratador-calentador tipo vertical cumple las siguientes

funciones

1 Desgasificado de la emulsioacuten de entrada

2 Remocioacuten de arenas sedimentos y agua libre previo al calentamiento

3 Lavado con agua y calentamiento de la emulsioacuten

4 Coalescencia y asentamiento de las gotas de agua Coalescencia mecaacutenica

puede ser usada en eacutesta seccioacuten

El aceite deshidratado caliente puede ser usado para precalentar la emulsioacuten de

entrada usando un intercambiador de calor

Los calentadores-tratadores no son recomendables para remover grandes

cantidades de agua libre y eacutesta limitante llega a ser maacutes aguda en yacimientos

viejos con gran produccioacuten de agua congeacutenita En estos casos la instalacioacuten previa

de un DAL es una solucioacuten ideal

Las mismas funciones baacutesicas son previstas en un calentador directo tipo

horizontal como se muestra en la figura 29 La alimentacioacuten es parcialmente

desgasificada luego dirigida hacia la parte de abajo para la precipitacioacuten del agua

libre y la arena Despueacutes la alimentacioacuten es calentada y sufre una uacuteltima

desgasificacioacuten Posteriormente a traveacutes de un distribuidor pasa a un colector de

agua para finalmente pasar a la seccioacuten de coalescencia

Las partiacuteculas soacutelidas tales como arena escama productos de corrosioacuten se

depositaraacuten 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 alimentacioacuten

2 Bloquear la transferencia de calor y causar quemado del equipo de

calentamiento

3 Interferir los controles de nivel aacutenodos vaacutelvulas medidores y bombas

Asimismo pueden incrementar el crecimiento bacteriano y la velocidad de

corrosioacuten

Para prevenir la deposicioacuten de estos sedimentos se pueden instalar

hidrojets que operando a 30 psi por arriba de la presioacuten de operacioacuten del

calentador pueden remover los sedimentos para su drenado por la parte inferior

del recipiente

En los calentadores de tipo indirecto primero se calienta un fluido

Posteriormente a traveacutes de un intercambiador de calor el fluido de calentamiento

transfiere calor a la corriente de alimentacioacuten

En este tipo de calentadores disminuye el riesgo de explosioacuten y son utilizados en

instalaciones donde es posible recuperar calor tales como el gas caliente de

salida de las turbinas

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

ventajas

1 Reduce la viscosidad de la fase continua un incremento en la temperatura de

10degF baja la viscosidad de la emulsioacuten por un factor de 2

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

coalescencia

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

4 Promueve una mejor distribucioacuten del desemulsificante

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

Esto se logra manteniendo la temperatura del crudo por arriba de su punto de

nube

6 Debilita la peliacutecula de emulsificante que rodea a las gotas de agua

Sin embargo el calentamiento presenta las siguientes desventajas

1 Provoca la migracioacuten de los compuestos maacutes volaacutetiles del crudo hacia la fase

gaseosa Esta peacuterdida de ligeros en el crudo provoca una disminucioacuten de volumen

del crudo calentado (encogimiento) y una disminucioacuten en su gravedad API

2 Incrementa los costos de combustible

3 Incrementa los riesgos en las instalaciones

4 Requieren mayor instrumentacioacuten y control

5 Causa depoacutesitos de coke

PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN Y DESLADO DEL PETROacuteLEO CRUDO EN

REFINERIacuteA MADERO (PEMEX)

PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN DE LA ESTACIOacuteN DE PRODUCCION

CUYABENO-TRATAMIENTO QUIMICO

31 UBICACIOacuteN Y CONDICIONES DE OPERACIOacuteN

El aacuterea Cuyabeno tiene una estacioacuten de produccioacuten donde se procesa todo el

crudo agua y gas que producen los 21 pozos activos6 de los cuales 13 pozos

producen por bombeo hidraacuteulico (Power Oil BH) y 8 por bombeo electro

sumergible (BES) Este campo maneja actualmente una produccioacuten promedio de

8597 BPD de petroacuteleo de 258 degAPI 24911 BPD de agua de formacioacuten y 2322

MPCGD de gas asociado7 En la figura 31 se muestra la ubicacioacuten geograacutefica del

campo Cuyabeno

DESCRIPCIOacuteN DEL PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN

Luego de la etapa de separacioacuten la mezcla crudo-agua incluyendo el fluido

separado en el equipo trifaacutesico que se vuelve a unir a la descarga de los

separadores bifaacutesicos e ingresa a la bota desgasificadora donde se extrae el

remanente de gas en el fluido el cual es transferido a la tea de baja y por otro la

emulsioacuten crudo-agua a una presioacuten estimada de entre 20-18 psig sigue hacia el

tanque de lavado que tiene una capacidad en volumen de 18130 Bbls (H= 36

pies Oslash= 60 pies) el cual opera con un colchoacuten de agua promedio de 9 pies En

este recipiente por gravedad e inyeccioacuten de quiacutemicos principalmente el

demulsificante separa el crudo del agua El proceso de deshidratacioacuten actual

indica que el agua excedente del colchoacuten operativo (9 pies promedio) es utilizada

una parte para calentarla con un calentador artesanal usando un miacutenimo de gas

liberado desde los separadores de produccioacuten y prueba que pasan por tres

recipientes denominados depuradores o Scrubber tipo vertical donde se libera al

gas del contenido del liacutequido remanente que puede existir el agua caliente se

mezclaraacute con la emulsioacuten crudo-agua a la entrada del tanque de lavado con el fin

de facilitar la deshidratacioacuten a traveacutes de un equipo denominado Mezclador Estaacutetico

y el resto seraacute enviada al sistema de agua de reinyeccioacuten en el Anexo 7 se

muestra el Diagrama de tuberiacutea e Instrumentacioacuten (PG-CCY-M-002)

El equipo de calentamiento instalado es artesanal y por lo

mismo ineficiente en cuanto al gradiente de temperaturas obtenido (5-10degF)8 con

la que se obtiene una temperatura de crudo 112degF resultante de la mezcla no

recomendable para deshidratacioacuten En la figura 33 se muestra calentador de la

estacioacuten de Cuyabeno

331 TIPO DE QUIacuteMICOS INYECTADOS

El Campo Cuyabeno presenta para la deshidratacioacuten de crudo dos puntos

principales para la inyeccioacuten del quiacutemico como son el muacuteltiple de produccioacuten y

prueba como tambieacuten el ingreso a la bota desgasificadora en la Tabla 33 se

detallan los quiacutemicos inyectados como Demulsificante Antiparafiacutenico Dispersante

Soacutelidos Antiespumante ademaacutes en la tabla mencionada se presenta cantidades

inyectadas y costos de cada uno de los quiacutemicos9 Los productos demulsificantes

son utilizados para separar las moleacuteculas de crudo y agua emulsionadas con un

tiempo de contacto en el tanque de lavado para la determinacioacuten de la cantidad

de quiacutemico inyectado es necesario conocer el sistema de recoleccioacuten de crudo a

objeto de caracterizar las corrientes y determinar mediante anaacutelisis de laboratorio

el porcentaje de emulsioacuten tipo de emulsioacuten porcentaje de Agua libre y Gravedad

API (Normas ASTM D4007-2 Determinacioacuten de agua y sedimentos en crudo por

centrifugacioacuten y ASTM D287-92-2000 Determinacioacuten de la Gravedad API en

crudos y derivados Meacutetodo del Hidroacutemetro)

La parafina es una cera soacutelida del petroacuteleo de alto peso molecular (nuacutemero de

aacutetomos de carbonos presentes en el crudo mayor de 18 aacutetomos de carbonos)

tienen una temperatura de ablandamiento desde 60deg F a 215deg F

aproximadamente Dependiendo donde se presente el problema de precipitacioacuten

de parafina se debe seleccionar el punto de inyeccioacuten para separarlo En la

estacioacuten Cuyabeno se inyecta productos quiacutemicos antiparafiacutenico en el muacuteltiple de

produccioacuten

Los productos antiespumantes son utilizados en los crudos tendientes a formar

espuma a objeto de disiparla generalmente se inyectan en el muacuteltiple de

produccioacuten a cierta distancia del producto quiacutemico demulsificante o en la liacutenea de

entrada de los separadores bifaacutesicos o trifaacutesicos Estos productos son utilizados

cuando hay presencia de soacutelidos en el crudo estos soacutelidos estabilizan las

emulsiones y forman altas interfaces en los tanques de lavado lo que es negativo

para la deshidratacioacuten de crudo Los soacutelidos estaacuten impregnados de crudo que se

mantienen en suspensioacuten en la interface crudo-agua la funcioacuten de los

dispersantes de soacutelidos es cambiar la humectabilidad del soacutelido para que este

emigre de la fase acuosa y se separe Es importante conocer mediante anaacutelisis de

laboratorio en contenido de soacutelidos presentes en el crudo asiacute como el origen de

ello dependeraacute la seleccioacuten del producto quiacutemico dispersante Para la inyeccioacuten de

quiacutemicos se utilizan bombas en cumplimiento de la norma API STD 675 ldquoPositive

Displacement Pumps Controlledrdquo y tanques de fibra de vidrio reforzado de acuerdo

a API 12P ldquoSpecification for Fiberglass Reinforced Plastic Tanksrdquo incluyendo

ademaacutes las conexiones de proceso servicio e instrumentacioacuten hasta las vaacutelvulas

de bloqueo yo instrumento final para conectar al sistema de distribucioacuten En la

Figura 34 se observa la disposicioacuten del sistema de inyeccioacuten de quiacutemicos

densidad a 20degC (d) iacutendice de refraccioacuten a 20degC (n) y punto de anilina (PA) por

medio de unas ecuaciones

Tipos de crudo seguacuten su origen

EMULSIONES

Una emulsioacuten es una mezcla iacutentima y estable de agua y aceite Es un sistema

heterogeacuteneo constituido por lo menos por un liacutequido no miscible disperso

iacutentimamente en otro en forma de gotas cuyos diaacutemetros son generalmente

mayores a 01 micras La estabilidad de dicho sistema puede alterarse por medio

de agentes activos de superficie soacutelidos finamente divididos etc

Una emulsioacuten de crudo es una dispersioacuten de gotas de agua en el aceite Las

emulsiones producidas en campo se clasifican en tres grupos

1048707 Emulsiones de agua en aceite

1048707 Emulsiones de aceite en agua

1048707 Emulsiones complejas o muacuteltiples

Las emulsiones agua en aceite consisten en gotas de agua (partiacuteculas) en una

fase continua de aceite y las emulsiones aceite en agua consiste en gotas o

partiacuteculas de aceite en una fase continua de agua Las maacutes comunes son las

emulsiones agua en aceite las emulsiones aceite en agua se conocen como

emulsiones inversas Las emulsiones muacuteltiples son maacutes complejas y consisten de

gotas pequentildeas suspendidas en gotas maacutes grandes que estaacuten suspendidas en

una fase continua En la figura 31 se puede ver los tipos de emulsiones

Fig 31- Micrografiacuteas de los tipos de emulsiones

21-Emulsiones de Agua en Petroacuteleo Crudo

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

coexisten como dos distintos La frase aceite y agua no se mezclan expresa la

mutua insolubilidad de muchos hidrocarburos liacutequidos y el agua Las solubilidades

de hidrocarburos son bajas pero variacutean dramaacuteticamente desde 00022 ppm para

el

tetradecano hasta 1760 ppm del benceno en el agua La presencia de doble

enlace

carbono-carbono (por ejemplo alkenos dialkenos y aromaacuteticos) incrementan la

solubilidad del agua El agua estaacute lejos de ser soluble en hidrocarburos saturados

(por ejemplo parafinas o alcanos) y la solubilidad del agua decrece con el

incremento del peso molecular de los hidrocarburos

Una emulsioacuten es una suspensioacuten de finas gotas de un liacutequido dispersas en otro

liacutequido como se muestra en la figura 21 El liacutequido presente como pequentildeas

gotas es la fase dispersa o interna mientras que el liacutequido que lo rodea es la fase

continua o externa Las emulsiones algunas veces son clasificadas de acuerdo al

tamantildeo de las gotas dispersas consideraacutendose como macroemulsioacuten cuando el

rango de las gotas es de 10 a 150 micras y como microemulsioacuten o micela cuando

el tamantildeo de gotas variacutea de 05 a 50 micras

Existen tres requisitos para formar una emulsioacuten

bull Dos liacutequidos inmiscibles

bull Suficiente agitacioacuten para dispersar un liacutequido en pequentildeas gotas

bull Un emulsificador para estabilizar las gotas dispersas

Las emulsiones son causadas por turbulencia o agitacioacuten ya que el golpeteo

Dispersa una de las fases en muchas gotas pequentildeas La tensioacuten interfasial o

superficial tiende a la coalescencia de las gotas Muchas gotas dispersas en una

fase continua tienen una gran aacuterea colectiva interfasial sin embargo como las

partiacuteculas coalescen el aacuterea total interfasial disminuye La tensioacuten superficial

representa energiacutea potencial disponible para producir un aacuterea interfasial maacutes

pequentildea Luego la tendencia natural es que la coalescencia ocurra Una tensioacuten

interfasial baja aumenta la coalescencia de las gotas de la emulsioacuten Dos liacutequidos

puros inmiscibles no pueden formar una emulsioacuten estable sin la presencia de

fuerzas estabilizadoras de la emulsioacuten pequentildeas gotas se uniraacuten nuevamente y

decreceraacute el aacuterea interfasial la energiacutea total de superficie y la energiacutea libre de

Gibbs del sistema

Una tercera sustancia o agente emulsificante debe estar presente para estabilizar

la emulsioacuten El tiacutepico emulsificador es un agente activo de superficie o surfactante

Las moleacuteculas del surfactante son anfipaacuteticas es decir una parte de su moleacutecula

es hidrofiacutelica o soluble en agua y la otra es lipofiacutelica o soluble en aceite

Los surfactantes estabilizan las emulsiones por migracioacuten a la interfase aceite-

agua y forman una peliacutecula interfasial alrededor de las gotas Las moleacuteculas de

surfactantes se alinean ellas mismas en la interfase polar hidrofiacutelica en la fase

acuosa y en la no polar hidrofoacutebica en la fase aceite Esta peliacutecula estabiliza la

emulsioacuten debido a las siguientes causas

Reduce las fuerzas de tensioacuten superficial que se requiere para la coalescencia de

las gotas Este decremento en la tensioacuten superficial puede ser dramaacutetico

Antildeadiendo menos de 1 de un surfactante puede reducir la tensioacuten superficial de

las gotas de aceite en agua de 30-35 mNm

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

peliacutecula ha sido comparada como una envoltura plaacutestica

Si el surfactante es polar alineado en la superficie de las gotas de agua su carga

eleacutectrica provoca que se repelan unas gotas con otras

Un segundo mecanismo de estabilizacioacuten ocurre cuando los emulsificadores son

partiacuteculas soacutelidas muy finas Para ser agentes emulsificantes las partiacuteculas

soacutelidas deben ser maacutes pequentildeas que las gotas suspendidas y deben ser

humedecidos por el aceite y el agua Luego estas finas partiacuteculas soacutelidas o

coloides (usualmente con surfactantes adheridos a su superficie) se colectan en la

superficie de la gota y forman una barrera fiacutesica Ejemplos comunes de este tipo

de emulsificadores son el sulfuro de hierro y la arcilla

Los dos tipos de emulsiones agua-aceite son conocidas como aceite-en- agua

(ow) y agua-en-aceite (wo) Las emulsiones ow se refieren a aceite disperso en

el agua y las emulsiones wo se refieren a agua dispersa en el aceite El tipo de

emulsioacuten formada depende fundamentalmente del tipo de agentes emulsificantes

Una regla empiacuterica predice que surfactantes predominantemente solubles en

aceite forman emulsiones wo y surfactantes solubles en agua producen

emulsiones ow

En los campos petroleros las emulsiones agua-en aceite (wo) son llamadas

emulsiones regulares mientras que las emulsiones aceite en el agua (ow) son

llamadas emulsiones inversas Esta clasificacioacuten simple no siempre es adecuada

ya que emulsiones muacuteltiples o complejas (owo oacute wow) pueden tambieacuten ocurrir

Emulsiones del tipo owo se refieren a emulsiones consistentes en gotas de aceite

dentro de gotas de agua que estaacuten dispersas en fase continua de aceite Las

emulsiones wow tienen gotas de agua dispersas en gotas de aceite que a su vez

estaacuten dispersas en fase continua de agua El presente trabajo se centra en

emulsiones aguaen aceite porque eacutestas son las maacutes comunes en el manejo de

crudo

En las emulsiones regulares la fase acuosa dispersa es usualmente llamada agua

y sedimento (AyS) y la fase continua es aceite crudo El AyS es principalmente

agua salina sin embargo soacutelidos tales como arena Iodos carbonatos productos

de corrosioacuten y soacutelidos precipitados o disueltos se encuentran tambieacuten presentes

por lo que AyS tambieacuten es llamado agua y sedimento baacutesico (AySB)

Los agentes emulsificadores son numerosos y pueden ser clasificados de la

siguiente manera

1) Compuestos naturales de superficie activa tales como asfaacuteltenos y resinas

conteniendo aacutecidos orgaacutenicos y bases aacutecidos nafteacutenicos aacutecidos carboxiacutelicos

compuestos de sulfuro fenoles cresoles y otros surfactantes naturales de alto

peso molecular

2) Soacutelidos finamente divididos tales como arena arcilla finos de formacioacuten

esquistos Iodos de perforacioacuten fluidos para estimulacioacuten incrustaciones

minerales compuestos de corrosioacuten (por ejemplo sulfuro de fierro oacutexidos)

parafinas asfaacuteltenos precipitados Los fluidos para estimulacioacuten de pozos son

notablemente efectivos para formar emulsiones muy estables

3) Quiacutemicos antildeadidos tales como inhibidores de corrosioacuten biocidas limpiadores

surfactantes y agentes humectantes

Las emulsiones regulares producidas pueden ser clasificadas como duras y

suaves Por definicioacuten una emulsioacuten dura es muy estable y difiacutecil de romper

principalmente porque las gotas dispersas son muy pequentildeas Por otro lado una

emulsioacuten suave o dispersioacuten es inestable y faacutecil de romper En otras palabras

cuando un gran nuacutemero de gotas de agua de gran diaacutemetro estaacuten presentes ellas

a menudo se separan faacutecilmente por la fuerza gravitacional El agua que se separa

en menos de cinco minutos es llamada agua libre

La cantidad de agua remanente emulsificada variacutea en el rango de 0 a 60

volumen En los crudos ligeros (gt20ordm API) las emulsiones contienen tiacutepicamente

de 5 a 20 volumen de agua mientras que en los crudos pesados (lt 20ordm API)

tienen a menudo de 10 a 35 de agua tal como puede observarse en la figura

22 La cantidad de agua libre depende de la relacioacuten aguaaceite y variacutea

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 inyeccioacuten de vapor y la inyeccioacuten de agua a yacimientos son factores que

promueven la formacioacuten de emulsiones

En resumen los problemas de emulsiones en los campos petroleros llegan a ser

maacutes severos que los meacutetodos para incrementar la recuperacioacuten de aceite

211-Estabilidad y Rompimiento de la Emulsioacuten

Desde un punto de vista termodinaacutemico una emulsioacuten es un sistema inestable

Esto es debido que hay una tendencia natural para un sistema liacutequidoliacutequido de

separar y reducir su aacuterea interfacial y por tal su energiacutea interfacial Sin embargo

la mayoriacutea de las emulsiones son estables despueacutes de un periacuteodo de tiempo Las

emulsiones producidas en campo se clasifican en su grado de estabilidad cineacutetica

bull Emulsiones deacutebiles Las que tardan en separarse unos minutos El agua que se

separa se conoce maacutes bien como agua libre

bull Emulsiones medias Se separan en 10 minutos o maacutes

bull Emulsiones fuertes Se separan (algunas veces parcialmente) en horas o diacuteas

Las emulsiones se consideran dispersiones coloidales liacutequidoliacutequido Su

estabilidad cineacutetica es una consecuencia del tamantildeo de gotas y de la presencia de

una peliacutecula interfacial alrededor de las gotas de agua

Las emulsiones pueden ser rotas por tres mecanismos que son sedimentacioacuten

agregacioacuten y coalescencia La sedimentacioacuten se refiere a la caiacuteda de las gotas de

agua en el aceite crudo el agrupamiento de dos o maacutes gotas es llamado

agregacioacuten y por uacuteltimo la coalescencia que ocurre cuando las gotas originales

pierden sus identidades y se funden en gotas maacutes grandes reduciendo el aacuterea de

interfase total

El rompimiento de la emulsioacuten depende de los siguientes paraacutemetros peliacutecula

interfasial viscosidad de la fase continua tamantildeo de la gota relacioacuten de volumen

de fases temperatura ph edad salinidad de la salmuera y tipo de aceite

Peliacutecula Interfasial Las gotas dispersas estaacuten en constante movimiento por lo

tanto frecuentemente colisionan Una peliacutecula interfasial suficientemente fuerte

para evitar la coalescencia es absolutamente necesaria para mantener la

estabilidad de la emulsioacuten

Una mezcla de surfactantes forma un empaque cerrado produciendo una peliacutecula

mecaacutenicamente fuerte

Viscosidad de la Fase Continua Una viscosidad alta en la fase externa

disminuye el coeficiente de difusioacuten y la frecuencia de colisioacuten de las gotas por lo

que se incrementa la estabilidad de la emulsioacuten Una alta concentracioacuten de las

gotas tambieacuten incrementa la viscosidad aparente de la fase continuacutea y estabiliza la

emulsioacuten Las emulsiones son en general fluidos no newtonianos

Tamantildeo de la Gota Gotas muy pequentildeas producen emulsiones maacutes estables

porque las gotas maacutes grandes tienden a atraer a gotas maacutes pequentildeas Una gran

distribucioacuten de tamantildeos de partiacuteculas produce una emulsioacuten menos estable que

una distribucioacuten uniforme de tamantildeo de gota

Como se ha mencionado previamente el tamantildeo de las gotas variacutea desde 1 μm a

maacutes de 50 μm Generalmente las emulsiones tienen una distribucioacuten de las gotas

de agua En la figura 34 se muestran distribuciones tiacutepicas de emulsiones

aguaaceite Estas distribuciones se representan en histogramas o en funciones

de distribucioacuten

Fig 34 Distribucioacuten del tamantildeo de las gotas de una emulsioacuten de crudo

Por lo general las emulsiones que tienen gotas de agua pequentildeas seraacuten maacutes

estables Para separar el agua se tiene que coalescer el agua y mientras maacutes

pequentildeas sean las gotas mayor trabajo costaraacute separarlas La distribucioacuten de los

tamantildeos de las gotas afecta a la viscosidad de la emulsioacuten debido a que esta es

mayor mientras las gotas son maacutes pequentildeas La viscosidad de la emulsioacuten seraacute

mayor cuando la distribucioacuten del tamantildeo de las gotas sea estrecha

Relacioacuten de Volumen de Fase Incrementando el volumen de la fase dispersa se

incrementa el nuacutemero de gotas yo tamantildeo de gota el aacuterea interfasial y la tensioacuten

superficial La distancia de separacioacuten tambieacuten se reduce y esto incrementa la

colisioacuten de las gotas Todos estos factores reducen la estabilidad de la emulsioacuten

Temperatura Usualmente la temperatura tiene un efecto muy fuerte en la

estabilidad de la emulsioacuten Incrementando la temperatura se incrementa la difusioacuten

de las gotas decrece la viscosidad de la fase externa disminuye la peliacutecula

interfasial y se modifica la tensioacuten superficial Todos estos cambios decrementan

la estabilidad de la emulsioacuten

pH La adicioacuten de aacutecidos o bases inorgaacutenicos cambia radicalmente la formacioacuten de

peliacuteculas de asfaacuteltenos y resinas que estabilizan las emulsiones aguaaceite

Ajustando el ph se puede minimizar la estabilidad de la peliacutecula que estabiliza la

emulsioacuten e incrementar la tensioacuten superficial

El pH de la fase agua tiene una fuerte influencia en la estabilidad de la emulsioacuten

Las peliacuteculas riacutegidas de la emulsioacuten contienen aacutecidos orgaacutenicos y bases

asfaltenos con grupos ionizables y soacutelidos

El agregar aacutecidos inorgaacutenicos y bases influencia en la ionizacioacuten en las peliacuteculas

interfaciales y radicalmente cambia las propiedades fiacutesicas de las peliacuteculas El pH

del agua afecta la rigidez de las peliacuteculas interfaciales

El pH tambieacuten influencia en el tipo de emulsioacuten que se forma Un bajo pH (acidez)

generalmente produce emulsiones aguaaceite (que corresponden a peliacuteculas de

soacutelidos mojadas por aceite) sin embargo un pH alto (base) produce emulsiones

aceiteagua (que corresponden a peliacuteculas moacuteviles jabonosas mojadas por agua)

la figura 35 muestra el efecto del pH en la estabilidad de la emulsioacuten para un

crudo de Venezuela

Fig 35 Efecto del pH y de la concentracioacuten de desemulsificante en la estabilidad

de la emulsioacuten

El pH oacuteptimo para desemulsificar es aproximadamente de 10 sin agregar

desemulsificantes La adicioacuten de desemulsificantes aumenta la desemulsificacioacuten

despueacutes de una hora y la separacioacuten completa del agua se logra despueacutes de 24

horas en un rango diverso de pH

La composicioacuten de la salmuera tiene un efecto importante (en relacioacuten con el pH)

en la estabilidad de la emulsioacuten El pH oacuteptimo para una maacutexima estabilidad de la

emulsioacuten depende de las composiciones del crudo y de la salmuera

Edad La edad incrementa la estabilidad de la emulsioacuten porque el tiempo permite

que los surfactantes migren a la interfase de la gota

Esta peliacutecula o piel alrededor de la gota llega a ser maacutes gruesa maacutes fuerte y maacutes

dura La cantidad de agentes emulsificantes se incrementa por oxidacioacuten fotoacutelisis

evaporacioacuten o por la accioacuten de bacterias

Salinidad de la Salmuera La concentracioacuten de la salmuera es un factor

importante en la formacioacuten de emulsiones estables Agua fresca o salmuera con

baja concentracioacuten de sal favorecen la estabilidad de las emulsiones

Por el contrario altas concentraciones de sal provocan peacuterdida en la estabilidad

de las emulsiones

Tipo de Aceite Los crudos con aceite de base parafiacutenica usualmente no forman

emulsiones estables mientras que los crudos nafteacutenicos y de base mixta forman

emulsiones estables Ceras resinas asfaacuteltenos y otros soacutelidos pueden influenciar

la estabilidad de la emulsioacuten En otras palabras el tipo de crudo determina la

cantidad y tipos de emulsificadores naturales

Diferencia de densidad La fuerza neta de gravedad que actuacutea en una gota es

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

continua

Como vemos son muchos los factores que intervienen en la estabilidad y

rompimiento de una emulsioacuten pero el maacutes importante de todos es el de la peliacutecula

interfasial debido a que en eacutesta se encuentran dos fuerzas que se oponen

constantemente

1 La tensioacuten superficial del agua que permite que las gotas pequentildeas formen

gotas mayores las cuales cuando estaacuten suficientemente grandes se asientan por

gravedad

2 La peliacutecula del agente emulsificador que rodea a la gota la cual tiende a evitar

la unioacuten de las gotitas y auacuten en el choque de dos gotas tiende a quedar entre ellas

de manera que no puedan formar una gota maacutes grande

Rompimiento de la Emulsion

La desemulsificacioacuten o separacioacuten del aceite - agua ocurre principalmente en dos

etapas La Floculacioacuten y la Coalescencia La coalescencia ocurre cuando 2 o maacutes

gotas se hacen una dentro de una esfera homogeacutenea Esto pasa por el hecho que

la gota producida tendraacute un volumen igual a pero un aacuterea superficial maacutes pequentildea

que la suma de las gotas originales Tal que esta gota tendraacute una energiacutea de

superficie maacutes baja este estado es maacutes deseable Esto normalmente continuacutea

para formar esferas maacutes grandes hasta que la fase total de aceite es separada del

agua

En la figura 9 Se muestra una emulsioacuten de aceite en agua (gotas de aceite

dispersa en agua) a modo ilustrativo para tener un mejor entendimiento del

proceso de desestabilizacioacuten de una emulsioacuten Sin embargo el tipo de emulsioacuten

que tenemos en el tanque de slop es de agua en aceite (gotas de agua dispersa

en aceite) y su proceso de desestabilizacioacuten es similar tal como se muestra en la

figura 10 y es esta emulsioacuten la que seraacute sometida a tratamiento de

desemulsificacioacuten en friacuteo

La desestabilizacioacuten de este tipo de emulsioacuten (agua en emulsioacuten de aceite)

involucra baacutesicamente tres pasos llamados floculacioacuten seguido por la

sedimentacioacuten de las gotas de agua debido a la diferencia de densidades y

finalmente la coalescencia de las gotas individuales de agua Grandes tamantildeo de

gotas alta diferencia de densidades entre la fase acuosa y de aceite y una baja

viscosidad de la fase continua causan altos rates de sedimentacioacuten Pero si

enfocamos la desestabilizacioacuten desde un punto de vista maacutes detallado tenemos

Floculacioacuten de las gotas para formar un racimo Coalescencia subsiguiente de las

gotas en contacto Separacioacuten de soacutelidos libres de hidrocarburos presentes en

cada gota Agrupacioacuten de soacutelidos dispersados producidos en la separacioacuten

mediante un tiempo de reposo

4211 Floculacioacuten

La floculacioacuten depende de la velocidad de decantacioacuten de las gotas Seguacuten la ley

de Stokes esta velocidad es directamente proporcional al cuadrado del radio de la

gota y a la diferencia de densidades entre la gota de agua y el crudo y es

inversamente a la viscosidad del volumen de liacutequido total Por este hecho la tasa

de decantacioacuten de las gotas es extremadamente corta en un Slop viscoso pesado

ocasionando una emulsioacuten muy estable La importancia de la floculacioacuten tambieacuten

explica la facilidad relativa de desemulsificacioacuten de una emulsioacuten que contiene

gran porcentaje de agua En un sistema de esta naturaleza la intercolisioacuten y

subsiguiente coalescencia de gotas es maacutes probable que en un sistema donde se

contengan una pocas gotas aisladas en un gran volumen de aceite La floculacioacuten

tambieacuten puede ocasionarse por poliacutemeros antifiacutelicos absorbibles en la interfase de

las gotas Un poliacutemero con muacuteltiples segmentos absorbibles puede ocasionar

floculacioacuten al crear puente entre las gotas Una moleacutecula polimeacuterica con

segmentos absorbidos sencillos puede tambieacuten ocasionar floculacioacuten al interactuar

con otros poliacutemeros absorbidos en las distintas gotas Ver figura 11

4212 Coalescencia

Para ldquoromperrdquo estas emulsiones las gotas floculadas tienen que aglomerarse lo

mismo los soacutelidos (coalescer) Las caracteriacutesticas microscoacutepicas de un proceso de

cuales ciencias son bastantes complejas pues involucran la eliminacioacuten de la

peliacutecula gruesa de liacutequido (superior a 1000 A) de la fase continua que separa las

gotas de agua y partiacuteculas soacutelidas en un agregado La peliacutecula que se encuentra

entre las gotas se adelgaza mediante forma uniforme y continua mediante el

drenaje laminar (flujo Reynolds) de la fase externa Este flujo estaacute regido por la

viscosidad y densidad de la fase continua Se trata de un proceso relativamente

lento para emulsiones de Slop muy pesados y viscosos A diferencia de este

descenso lento suave y uniforme del espesor de la peliacutecula eacutesta tambieacuten puede

adelgazarse en forma localizada y discontinuacutea de manera catastroacutefica Este

adelgazamiento localizado se debe a las ondulaciones de la superficie de la gota y

depende de las propiedades de la superficie especiacuteficamente de la viscosidad El

resultado final de este proceso de adelgazamiento es la creacioacuten de un orificio en

la peliacutecula estabilizante o la formacioacuten de una peliacutecula estable

TRATAMIENTO DE CRUDOS

El tratamiento de las emulsiones se realiza en dos etapas baacutesicas la

deshidratacioacuten donde el contenido de agua a 1 o 2 el desalado donde se

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

remanente

Deshidratacioacuten

En esta etapa se remueve el agua libre y las gotas de mayor tamantildeo Los agentes

quiacutemicos 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 emulsioacuten la temperatura del aceite a la entrada del sistema la volatilidad del

aceite y el costo de calentamiento Un diagrama del proceso de deshidratacioacuten se

presenta en la Fig VII4 Se incluyen

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

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 deshidratacioacuten donde el contenido de agua se reduce a 02-2 de

agua

Desalado

En esta segunda etapa el agua residual (02-2) y la salinidad asociada se

reduce mediante la adicioacuten de agua de baja salinidad De acuerdo con los

resultados de campo el volumen de agua de dilucioacuten es aproximadamente 2 oacute 3

veces el volumen de agua residual Sin embargo esta relacioacuten podraacute variar

considerando los siguientes factores

1) La salinidad del agua residual

2) El porcentaje de agua remanente despueacutes de la etapa de deshidratacioacuten

3) La salinidad del agua de dilucioacuten

4) Eficiencia del mezclado del agua de dilucioacuten con la emulsioacuten

5) Contenido de sal requerido al final del tratamiento

La deshidratacioacuten y desalado de crudos deben combinarse aunque no

siempre en la misma planta para mantener el agua y la sal dentro de

especificaciones Los valores maacuteximos generalmente aceptados son 10 de

agua y 100 LMB para manejarse en oleoductos y 01 de agua y 20 LMB para

refinacioacuten o exportacioacuten

DESHIDRATACIOacuteN DEL PETROacuteLEO

La Deshidratacioacuten del Petroacuteleo es el proceso mediante el cual se separa el agua

asociada con el petroacuteleo ya sea en forma emulsionada o libre hasta lograr reducir

su contenido a un porcentaje previamente especificado Generalmente este

porcentaje es igual o inferior al 1 de agua

241 FORMACIOacuteN DE EMULSIONES

Una emulsioacuten es una mezcla de dos liacutequidos inmiscibles es decir liacutequidos bajo

condiciones normales no se mezclan Uno de los liacutequidos se encuentra dispersado

dentro del otro en forma de gotas muy pequentildeas tal como se puede observar en

la Figura 25 pueden variar en tamantildeo desde partiacuteculas como 000001 mm En el

proceso de extraccioacuten de petroacuteleo la mezcla bifaacutesica petroacuteleo crudo y agua se

desplazan en un medio poroso a una velocidad del orden de 1 piediacutea lo que

significa que es insuficiente para que se forme una emulsioacuten

Sin embargo el arreglo de tuberiacuteas y accesorios (bombas equipos auxiliares

vaacutelvulas codos) producen una agitacioacuten suficiente para que el agua se mezcle

con el petroacuteleo y forme asiacute una emulsioacuten

Existen tres requisitos esenciales para formar una emulsioacuten WO (waacuteter and oil)

bull Dos liacutequidos inmiscibles como es el caso agua y petroacuteleo

bull Agitacioacuten suficiente para dispersar partiacuteculas de un liacutequido al otro

bull Un agente emulsionante para estabilizar gotas dispersas en la fase continuacutea

En los campos petroleros las emulsiones de agua en aceite (WO) son llamadas

emulsiones directas mientras que las emulsiones de aceite en agua (OW) son

llamadas emulsiones inversas Esta clasificacioacuten simple no siempre es adecuada

ya que emulsiones muacuteltiples o complejas (oWO oacute wOW) pueden tambieacuten

ocurrir

242 FACTORES DE INFLUENCIA EN LA FORMACIOacuteN DE EMULSIONES

2422 Agentes Emulsionantes

Los agentes emulsionantes son numerosos y pueden ser clasificados de la

siguiente manera

bull Compuestos naturales surfactantes tales como asfaltenos y resinas conteniendo

aacutecidos orgaacutenicos y bases aacutecidos nafteacutenicos aacutecidos carboxiacutelicos compuestos de

azufre fenoles cresoles y otros surfactantes naturales de alto peso molecular

bull Soacutelidos finamente divididos tales como arena arcilla lodos de perforacioacuten

fluidos para estimulacioacuten incrustaciones minerales productos de la corrosioacuten (por

ejemplo sulfuro de hierro oacutexidos) parafinas asfaltenos precipitados Los fluidos

para estimulacioacuten de pozos pueden contribuir a formar emulsiones muy estables

bull Quiacutemicos de produccioacuten antildeadidos tales como inhibidores de corrosioacuten biocidas

limpiadores surfactantes y agentes humectantes

2423 Fases de una emulsioacuten

En una emulsioacuten el liacutequido dispensado dentro de otro en forma de gotas

pequentildeas se conoce como la fase dispersada o fase interna El liacutequido que

circunda de las gotas dispersadas se conoce como la fase continua o fase

externa Una emulsioacuten de petroacuteleo y agua puede tener cualquiera de los liacutequidos

como fase dispersa dependiendo de las caracteriacutesticas del agente emulsificante

Pero la mayoriacutea de los casos es el agua la que estaacute dispersa en forma de gotas en

el petroacuteleo Las emulsiones pueden contener desde una traza hasta un 90 o maacutes

de agua Pueden ser finas oacute gruesas dependiendo de muchos factores que

incluyen las propiedades de los liacutequidos el porcentaje de cada uno y el tipo y la

cantidad de emulsificador presente

En raras ocasiones las emulsiones producidas en los campos son reversas o

invertidas es decir donde la fase dispersa es una gota de emulsioacuten petroacuteleo-agua

y la fase continua en petroacuteleo En la Figura 26 podemos estimar el porcentaje de

agua emulsionada contenida en el petroacuteleo

25 MEacuteTODOS DE TRATAMIENTO DE DESHIDRATACIOacuteN

La comercializacioacuten de petroacuteleo despueacutes de haber sido tratada debe cumplir

exigencias miacutenimas de calidad en cuanto a contenido de agua y sedimentos

(BSampW) y contenido de la sal (libras por mil barriles de petroacuteleo) En general las

refineriacuteas del no aceptan petroacuteleos crudos con valor BSampW superior al 1 o

contenidos de sal por encima de 15 libras por cada mil barriles de crudo Con el fin

de que el petroacuteleo cumpla con las condiciones de calidad es necesario tratar las

emulsiones para romperlas Para romper una emulsioacuten se debe debilitar

neutralizar o destruir la sustancia emulsificante con el fin de que las gotas de

agua puedan unirse y precipitarse por gravedad Las instalaciones tiacutepicas

disponen de varios meacutetodos como son los que se especifica a continuacioacuten

Tratamiento quiacutemico

Tratamiento gravitacional

Tratamiento electrostaacutetico

Tratamiento teacutermico

251 TRATAMIENTO QUIacuteMICO

El tratamiento quiacutemico consiste en agregar a la emulsioacuten ciertas sustancias

quiacutemicas conocidas como ldquoagentes demulsificantesrdquo las cuales se concentran

para atacar la sustancia emulsificante y destruir la emulsioacuten Los demulsificantes

tienen tres acciones principales

1 Fuerte atraccioacuten hacia la interface aceite-agua ellos deben desplazar o

neutralizar a los emulsificadores presentes en la peliacutecula de la interfase

2 Floculacioacuten neutralizan las cargas eleacutectricas repulsivas entre las gotas

dispersas permitiendo el contacto de las mismas

3 Coalescencia permiten que pequentildeas gotas se unan a gotas maacutes grandes que

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

rodea y estabiliza las gotas sea rota

Los demulsificantes son insolubles con el agua pero solubles en aceite esto sirve

para que puedan dispersarse y alcancen las gotas de agua en la fase crudo-agua

2511 Rangos de dosificacioacuten

La dosificacioacuten en forma de choque no es muy recomendable se debe realizar en

forma continua en la relacioacuten determinada en campo o en pruebas de laboratorio

(pruebas de botella5 2512 Seleccioacuten del tipo de demulsificante ) Los rangos de

dosificacioacuten 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

dosificacioacuten que los crudos ligeros

El exceso de dosificacioacuten de demulsificante incrementa los costos de tratamiento

incrementa el aceite contenido en el agua de formacioacuten puede estabilizar aun maacutes

la emulsioacuten regular (WO) y puede producir emulsiones inversas (OW)

2512 Seleccioacuten del tipo de demulsificante

La seleccioacuten de demulsificante se realiza mediante pruebas empiacutericas llamadas

pruebas de botella cuyo meacutetodo es especificado en la norma API MPMS 104

Las teoriacuteas de coacutemo actuacutean los desemulsificantes estaacuten incompletas

Estas teoriacuteas fallan al pretender explicar el funcionamiento de los diferentes tipos

de compuestos quiacutemicos Sin embargo dos generalidades son vaacutelidas

Primero los desemulsificantes efectivos tienen alto peso molecular que son

comparables a los surfactantes naturales Segundo usados como emulsificadores

los desemulsificantes tienden a producir emulsiones inversas(ow)

Una teoriacutea tradicional acerca de coacutemo trabajan los desemulsificantes es que ellos

neutralizan a los agentes emulsificadores en otras palabras rompen las

emulsiones wo al tender en forma natural a formar emulsiones ow Otra

explicacioacuten es que los desemulsificantes hacen que la peliacutecula que rodea a la gota

de agua se vuelva muy riacutegida o se contraiga para finalmente romperse

Los productos quiacutemicos desemulsificantes pueden caracterizarse como sigue

Esteres son buenos deshidratadores provocan una asentamiento lento de

las gotas de agua pero al sobre dosificarse provocan emulsiones inversas

(ow)

Di-epoacutexicos son excelentes deshidratadores pero provocan un

asentamiento lento de las gotas de agua

Uretanos buenos deshidratadores provocan un asentamiento lento de las

gotas de agua

Resinas son buenos deshidratadores provocan un asentamiento raacutepido de

las gotas de agua dan un agua separada limpia

Polialquilenos pobres deshidratadores lento asentamiento de las gotas de

agua

Glicoles requiere mezclarse con otros para aplicarse

Sulfonatos buenos humectantes de soacutelidos y tiene capacidad para el

asentamiento de las gotas de agua sobre dosificaacutendose no causa

emulsiones inversas (ow) pero pueden causar la precipitacioacuten de

partiacuteculas de sulfuro de fierro en el agua separada

Poliesteraminas agentes de superficie activa violentos deshidratan en

bajas dosificaciones al sobredosificarse producen emulsiones inversas

(ow)

Oxialquilados buenos agentes humectantes son usados en mezclas

Poliaminas son lentos en el asentamiento de las gotas de agua

Alcanolaminas son raacutepidos en el asentamiento de las gotas de agua

Un soacutelo compuesto quiacutemico no puede proveer las tres acciones requeridas

anteriormente citadas por lo que los desemulsificantes comerciales son una

mezcla de varios desemulsificantes baacutesicos (30-60 ) maacutes la adicioacuten de solventes

adecuados tales como nafta aromaacutetica pesada benceno tolueno o alcohol

isopropiacutelico para obtener un liacutequido que fluya a la menor temperatura esperada

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

puedan difundirse raacutepidamente a traveacutes de la fase de aceite y alcancen las gotas

de agua

Por el contrario los desemulsificantes para emulsiones inversas ow son muy

solubles en agua Comuacutenmente son poliaminas cuaternarias de amonio de alto

peso molecular mezcladas con aluminio hierro o cloruro de zinc

Los desemulsificantes deben ser dosificados en forma continua en la relacioacuten

determinada por pruebas de botella yo pruebas de campo La dosificacioacuten en

forma de choque no es muy recomendable Los rangos de dosificacioacuten 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 dosificacioacuten que los crudos

ligeros El exceso de dosificacioacuten de desemulsificante incrementa los costos de

tratamiento incrementa el aceite contenido en la salmuera separada puede

estabilizar auacuten maacutes la emulsioacuten regular (aguaaceite) y puede producir emulsiones

inversas (aceiteagua)

Los desemulsificantes deben ser inyectados tan temprano como sea posible (en el

fondo o en la cabeza del pozo) Esto permite maacutes tiempo de contacto y puede

prevenir la formacioacuten de emulsioacuten corriente abajo

La inyeccioacuten de desemulsificante antes de una bomba asegura un adecuado

contacto con el crudo y minimiza la formacioacuten de emulsioacuten por la accioacuten de la

bomba

La seleccioacuten y preparacioacuten del tipo de desemulsificante debe coincidir con el

recipiente de tratamiento de la emulsioacuten Los tanque de lavado que tienen largo

tiempo de retencioacuten (8-24 horas) requieren desemulsificantes de accioacuten lenta Por

otro lado los tratadores-calentadores y las unidades electrostaacuteticas con corto

tiempo de retencioacuten (15-60 minutos) requieren desemulsificantes de accioacuten muy

raacutepida Problemas como precipitacioacuten de parafinas en climas friacuteos incremento de

soacutelidos por workovers y adicioacuten de compuestos quiacutemicos para estimulacioacuten de

pozos pueden requerir el cambio del desemulsificante de liacutenea

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

permitir su completa identificacioacuten seleccionar el desemulsificante maacutes adecuado

es un arte y una ciencia La seleccioacuten estaacute basada en pruebas empiacutericas de

descrito en el meacutetodo API MPMS 104 (1988)

Obviamente para el eacutexito de la prueba de botella se requiere de una buena

muestra de la emulsioacuten del sistema Para que una muestra sea buena debe reunir

las siguientes caracteriacutesticas

1 Debe ser representativa de la corriente

2 Debe ser un compuesto de la produccioacuten de los pozos individuales que estaacuten

alimentando al tratador

3 Contener cantidades representativas de los quiacutemicos presentes en el sistema

tales como inhibidores de corrosioacuten y parafinas

4 Debe ser fresca para evitar la estabilizacioacuten por envejecimiento de la emulsioacuten

El tratamiento quiacutemico en general ofrece las siguientes ventajas

1 La formacioacuten de las emulsiones puede ser completamente prevenida

dosificando los desemulsificantes desde una etapa temprana del tratamiento

2 La emulsioacuten puede ser rota en friacuteo reduciendo los costos de calentamiento de

la emulsioacuten y la peacuterdida de gravedad asociada con el calentamiento

Las desventajas del tratamiento quiacutemico son

1 Una sobredosificacioacuten puede producir nuevas emulsiones que son a menudo

maacutes difiacuteciles de romper que las emulsiones originales

2 No siempre es econoacutemico romper las emulsiones soacutelo con el tratamiento

quiacutemico generalmente es necesario el uso de energiacutea adicional como

calentamiento o electricidad para reducir los costos del tratamiento quiacutemico

252 TRATAMIENTO GRAVITACIONAL

El meacutetodo por asentamiento gravitacional que consiste en la demulsificacioacuten del

agua en el crudo mediante tiempo de retencioacuten y diferencia de densidades se lleva

a cabo en dos diferentes equipos Eliminadores de agua libre (FWKO) y Tanque

de lavado (Wash Tank) Los eliminadores de agua libre (FWKO) sirven para

remover grandes cantidades de agua no emulsionada en la corriente de los fluidos

que llega a la estacioacuten desde los pozos productores y se asientan faacutecilmente en

menos de 5-20 minutos Estos recipientes se encuentran disentildeados bajo la norma

ASME SECCTION VIII

div 1 y en su parte interna estaacute constituido por bafles para direccionar los fluidos

y platos de coalescencia para deshidratar el gas natural El petroacuteleo separado del

agua libre al contener un porcentaje de agua emulsionada que variacutea entre 1 a 30

de BSW (corte de agua) lo cual implica tratarlo en otro sistema que es el tanque

de lavado (Wash Tank) estos tanques operan con la mitad de agua (colchoacuten de

agua) y la otra parte es petroacuteleo El crudo emulsionado entra en la parte inferior a

una altura de 3 pies de lo cual implica que el agua llegue con el crudo y entre en

contacto con el agua del tanque de lavado con lo que se lleva a cabo la

coalescencia del agua mediante el flujo que se ve forzada por bafles internos de la

cual permite incrementar el tempo de retencioacuten Los tanques de lavado se

encuentran disentildeados bajo la norma API 650 El tratamiento quiacutemico el tiempo de

retencioacuten del tanque de lavado y la diferencia de densidades del petroacuteleo y la

emulsioacuten permite que el petroacuteleo ascienda en la parte superior a formar parte de

la zona del petroacuteleo deshidratado este proceso de deshidratacioacuten en el tanque de

lavado se lleva a cabo en un tiempo de residencia que puede estar entre 3 y 36

horas

253 TRATAMIENTO ELECTROSTAacuteTICO

Cuando el crudo cuya gravedad se encuentran por debajo de los 12deg API ya no

resulta rentable utilizar los tanques de lavado para su deshidratacioacuten debido a su

velocidad de asentamiento para estos casos es necesariamente utilizar el meacutetodo

de deshidratacioacuten electrostaacutetica Este meacutetodo se basa principalmente por el efecto

que produce un campo eleacutectrico en la velocidad de asentamiento de las partiacuteculas

de agua contenidas en la emulsioacuten

2531 Principio electrostaacutetico de coalescencia

Este principio se basa en la estructura de la moleacutecula de agua Esta moleacutecula

responde a un campo eleacutectrico por su configuracioacuten Las gotas de agua que se

encuentran dispersas en el petroacuteleo formando la emulsioacuten estas gotas de agua

en su forma natural son esfeacutericas y se encuentran en el estado maacutes bajo de

energiacutea libre Por lo tanto la gota no es dipolar en su estado natural Sin embargo

al aplicarse un campo eleacutectrico se hace dipolar En este caso la gota pasa de una

forma esfeacuterica a una elipsoidal Las cargas positivas se encuentran en un extremo

del elipsoide y las cargas negativas en el otro extremo Cuando se produce la

elongacioacuten para que la gota alcance la forma elipsoidal se afecta la peliacutecula

superficial de la gota haciendo que las gotas adyacentes de diferente polaridad

eleacutectrica se atraigan y choquen formando asiacute la coalescencia dando origen a una

gota maacutes grande que cae con mayor rapidez

2532 Caracteriacutesticas de un coalescedor electrostaacutetico

Un deshidratador electrostaacutetico estaacute dividido en 3 secciones Figura 27 La

primera seccioacuten ocupa aproximadamente el 50 de su longitud y es llamada

ldquoSeccioacuten de calentamientordquo La segunda seccioacuten es llamada ldquoSeccioacuten central o

control de nivelrdquo y esta ocupa por alrededor del 10 de su longitud ubicada

adyacente a la seccioacuten de calentamiento La tercera seccioacuten ocupa el 40 de la

longitud del deshidratador y es denominada ldquoSeccioacuten de asentamientordquo del agua

suspendida para producir crudo limpio Las parrillas de electrodos de alto voltaje

estaacuten localizadas en la parte superior del recipiente arriba de la interface agua

aceite

La velocidad de asentamiento por gravedad es muy lenta tal como se expone en

la Ley de Stokes Por ejemplo una gota de agua de 20 micras de diaacutemetro en un

crudo de 33 degAPI a 100 degF y una viscosidad de 65 cp se asienta a una velocidad

de 007 fthr

La moleacutecula de agua es polar (figura 24) por lo tanto un campo eleacutectrico

incrementa la coalescencia de las gotas dispersas en el aceite por dos

mecanismos que actuacutean simultaacuteneamente (Lucas R N 1976)

1 Sometidas a un campo electrostaacutetico las gotas de agua adquieren una carga

eleacutectrica neta

2 La distribucioacuten al azar de las gotas de agua en el seno del aceite al pasar por el

campo electrostaacutetico se alinean con su carga positiva orientada al electrodo

cargado (negativo)

254 TRATAMIENTO TEacuteRMICO

El tratamiento teacutermico constituye un meacutetodo efectivo y econoacutemico para la

deshidratacioacuten del petroacuteleo y en la mayoriacutea de los casos se utiliza para ayudar en

otros procesos Antes de aplicar la transferencia de calor es necesario separar el

agua libre y el gas con el fin de reducir la energiacutea que se debe aplicar para

calentar el petroacuteleo ya que se requiere 350 BTU para calentar un barril de agua

en 1ordmF y solamente se requiere 150 BTU para calentar un barril de crudo El

calentamiento ayuda al rompimiento de las emulsiones debido a que tiene los

siguientes efectos sobre ella

bull Dilata la peliacutecula superficial que rodea a las gotas de agua debilitaacutendola y

facilitaacutendola la coalescencia entre ellas

bull Origina y aumenta el movimiento de las moleacuteculas de agua produciendo

colisiones cada vez maacutes violentas que ayudan tambieacuten al rompimiento de la

peliacutecula superficial que rodea a la moleacutecula de agua

bull Aumenta la diferencia de densidades entre agua y petroacuteleo facilitando tambieacuten

el asentamiento de las gotas de agua

bull Reduce la tensioacuten superficial del agua facilitando la unioacuten de las gotas ya que

tienden a tomar una superficie coacutencava y a ofrecer mayor superficie de contacto

con el petroacuteleo

bull Reduce la viscosidad del petroacuteleo

La aplicacioacuten de calor para romper la emulsioacuten se puede hacer por medio de

intercambiadores de calor calentadores directos o indirectos y tratadores

teacutermicos

2541 Intercambiadores de Calor

Los intercambiadores de calor son dispositivos en los cuales cumplen una funcioacuten

especiacutefica tal como indica su nombre intercambiar calor entre dos fluidos que no

se mezclan En los procesos petroleros el disentildeo exclusivo de los

intercambiadores de calor es el de tubos y coraza debido a su amplio rango de

servicio y su alta resistencia a diversas condiciones de operacioacuten Normalmente la

transferencia de calor se produce por contacto directo del crudo emulsionado y del

fluido que proporcionaraacute calor usualmente el crudo pasa por los tubos y el fluido

de trabajo por la coraza esto ayuda a que exista un contacto total con turbulencia

del fluido de trabajo para quo no exista puntos muertos y que la transferencia de

calor sea maacutes eficiente Los intercambiadores de calor ademaacutes de ser eficientes

teacutermicamente su mantenimiento es faacutecil ya que uacutenicamente se lo realiza maacutes a

menudo al haz de tubos y los costos asociados a este son bajos

2542 Calentadores Directos

Este tipo de calentadores lleva a cabo la transferencia de calor por contacto

directo entre el crudo emulsionado y la superficie del calentador esto permite

manejar grandes voluacutemenes de fluido con un menor consumo de combustible Son

raacutepidos eficientes y de costo relativamente bajo La desventaja es que son

peligrosos a explosioacuten requieren de supervisioacuten constante y desperdician

productos livianos Su principal uso estaacute en calentar emulsiones no corrosivas que

esteacuten en baja presioacuten

2543 Calentadores Indirectos

Este tipo de calentadores la emulsioacuten fluye traveacutes de tubos sumergido en agua

donde la transferencia de calor se produce indirectamente por medio del agua que

estaacute alrededor del quemador y recibe de este el calor

Los calentadores indirectos presentan una ventaja de mantener la temperatura

constante y no presenta peligro de explosioacuten Como desventaja se puede notar

que requiere de varias horas para calentar despueacutes de un periacuteodo inactivo

Haciendo imposible tratar una emulsioacuten inmediatamente Sus capacidades son

aproximadamente de 2000 barriles de emulsioacuten por diacutea para un aumento de

temperatura de 100 ordmF

2544 Tratadores Teacutermicos

Los tratadores teacutermicos son equipos que combinan el proceso de calentamiento

con un sistema de coalescencia que ademaacutes de calentar el fluido se le da un

tiempo de retencioacuten para que se realice la separacioacuten de crudo y agua

emulsionada Son equipos que permiten desgasificar y drenar agua decantada La

norma API 5L recomienda el uso de estos equipos cuando el porcentaje de agua

emulsionada es menor o igual al 20 ademaacutes para una mejor eficiencia del

proceso de deshidratacioacuten es necesario determinar la temperatura a la cual el

crudo alcanza como miacutenimo una viscosidad de 150 SSU (25 ndash 30 Cp)

Tratamiento Mecaacutenico

Existen en la industria petrolera diversos procesos mecaacutenicos y fiacutesicos para

reducir el nivel de agua y sedimentos (AyS) del crudo producido a los liacutemites

establecidos entre operadoras y compradoras Antiguamente se contaban con

medios pocos desarrollados para realizar las labores de deshidratacioacuten de crudo

pero simultaacuteneamente con el desarrollo de la industria y con la consiguiente

necesidad de tratar el petroacuteleo producido se fueron desarrollando nuevas teacutecnicas

tendientes a lograr procesos de tratamiento con resultados tan satisfactorio como

fuera posible

Los principios en las cuales se basan para realizar la separacioacuten fiacutesica de vapor

liacutequidos o soacutelidos son el momentum oacute cantidad de movimiento la fuerza de

gravedad y la coalescencia como ya hemos mencionado Toda separacioacuten puede

emplear uno o maacutes de estos principios pero siempre las fases de los fluidos

deben ser inmiscibles y de diferentes densidades para que ocurra la separacioacuten

Dentro de esta gama de separadores mecaacutenicos se pueden mencionar por ser

los maacutes usados dentro de la industria petrolera los siguientes

A Separadores API

B Calentadores

C Despojadores de agua libre DAL

D Centrifugadores

E Platos Paralelos y Corrugados

En adelante se presentaraacuten algunos de los dispositivos de separacioacuten mecaacutenica

que se acaban de mencionar como lo son los separadores API y calentadores

dejando para capiacutetulos continuos la base teoacuterica de los otros restantes son los de

mayor intereacutes en esta investigacioacuten

A-Separadores API (Maston 1990)

Los separadores API son usados ampliamente en las refineriacuteas y son aceptados

generalmente como la norma en lo que a dispositivos de separacioacuten de

crudoagua se refiere Muchos autores dan recomendaciones de criterios de

disentildeo para estas unidades las cuales estaacuten compuestas de uno o maacutes canales

de flujo con una seccioacuten rectangular tanto horizontal como vertical Estos

recomiendan un ancho de canal de 6 a 20 ft (18 a 61 m) y una profundidad de 3 a

8 ft (091 a 244 m) Tambieacuten la relacioacuten anchoprofundidad esta restringida a

valores de 03 a 05 Modelos experimentales de separadores han mostrado bajas

eficiencias para relaciones anchoprofundidad por debajo de 02 El agua drenada

de los tanques fluye longitudinalmente a traveacutes de este canal mientras que las

gotas de crudo suben a la superficie para ser removidas

El criterio de disentildeo de los API (apeacutendice J) fue concebido para confirmar la

inherente suposicioacuten en este tipo de separadores crudoagua de que el mismo

criterio podriacutea ser aplicado a los DAL horizontales Este criterio incorpora un

disentildeo con diaacutemetro de gota de 0015 cm y asume que la velocidad de asenso

obedece a la ley de Stokes Las especificaciones de los separadores permiten que

las gotas de crudo lleguen a la superficie donde seraacuten removidas al final del

recorrido longitudinal El flujo es un factor intriacutenseco dentro de este criterio de

disentildeo el cual es un factor de compensacioacuten para cortocircuitos y turbulencia

necesaria

B-Calentadores

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

forma en que se aplica el calor

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

directo de la corriente alimentada con el calentador Aunque este tipo presenta

problemas de sedimentos y de corrosioacuten pueden manejar mayores voluacutemenes de

fluidos con menor gasto de combustible que los calentadores indirectos

Estos calentadores directos operan eficientemente en procesos operando en baja

presioacuten y donde los fluidos manejados no son muy corrosivos

El esquema tiacutepico de calentadores-tratadores directos tipo vertical y horizontal

se muestra en las figuras 27 y 28 respectivamente

El disentildeo normal de un tratador-calentador tipo vertical cumple las siguientes

funciones

1 Desgasificado de la emulsioacuten de entrada

2 Remocioacuten de arenas sedimentos y agua libre previo al calentamiento

3 Lavado con agua y calentamiento de la emulsioacuten

4 Coalescencia y asentamiento de las gotas de agua Coalescencia mecaacutenica

puede ser usada en eacutesta seccioacuten

El aceite deshidratado caliente puede ser usado para precalentar la emulsioacuten de

entrada usando un intercambiador de calor

Los calentadores-tratadores no son recomendables para remover grandes

cantidades de agua libre y eacutesta limitante llega a ser maacutes aguda en yacimientos

viejos con gran produccioacuten de agua congeacutenita En estos casos la instalacioacuten previa

de un DAL es una solucioacuten ideal

Las mismas funciones baacutesicas son previstas en un calentador directo tipo

horizontal como se muestra en la figura 29 La alimentacioacuten es parcialmente

desgasificada luego dirigida hacia la parte de abajo para la precipitacioacuten del agua

libre y la arena Despueacutes la alimentacioacuten es calentada y sufre una uacuteltima

desgasificacioacuten Posteriormente a traveacutes de un distribuidor pasa a un colector de

agua para finalmente pasar a la seccioacuten de coalescencia

Las partiacuteculas soacutelidas tales como arena escama productos de corrosioacuten se

depositaraacuten 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 alimentacioacuten

2 Bloquear la transferencia de calor y causar quemado del equipo de

calentamiento

3 Interferir los controles de nivel aacutenodos vaacutelvulas medidores y bombas

Asimismo pueden incrementar el crecimiento bacteriano y la velocidad de

corrosioacuten

Para prevenir la deposicioacuten de estos sedimentos se pueden instalar

hidrojets que operando a 30 psi por arriba de la presioacuten de operacioacuten del

calentador pueden remover los sedimentos para su drenado por la parte inferior

del recipiente

En los calentadores de tipo indirecto primero se calienta un fluido

Posteriormente a traveacutes de un intercambiador de calor el fluido de calentamiento

transfiere calor a la corriente de alimentacioacuten

En este tipo de calentadores disminuye el riesgo de explosioacuten y son utilizados en

instalaciones donde es posible recuperar calor tales como el gas caliente de

salida de las turbinas

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

ventajas

1 Reduce la viscosidad de la fase continua un incremento en la temperatura de

10degF baja la viscosidad de la emulsioacuten por un factor de 2

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

coalescencia

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

4 Promueve una mejor distribucioacuten del desemulsificante

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

Esto se logra manteniendo la temperatura del crudo por arriba de su punto de

nube

6 Debilita la peliacutecula de emulsificante que rodea a las gotas de agua

Sin embargo el calentamiento presenta las siguientes desventajas

1 Provoca la migracioacuten de los compuestos maacutes volaacutetiles del crudo hacia la fase

gaseosa Esta peacuterdida de ligeros en el crudo provoca una disminucioacuten de volumen

del crudo calentado (encogimiento) y una disminucioacuten en su gravedad API

2 Incrementa los costos de combustible

3 Incrementa los riesgos en las instalaciones

4 Requieren mayor instrumentacioacuten y control

5 Causa depoacutesitos de coke

PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN Y DESLADO DEL PETROacuteLEO CRUDO EN

REFINERIacuteA MADERO (PEMEX)

PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN DE LA ESTACIOacuteN DE PRODUCCION

CUYABENO-TRATAMIENTO QUIMICO

31 UBICACIOacuteN Y CONDICIONES DE OPERACIOacuteN

El aacuterea Cuyabeno tiene una estacioacuten de produccioacuten donde se procesa todo el

crudo agua y gas que producen los 21 pozos activos6 de los cuales 13 pozos

producen por bombeo hidraacuteulico (Power Oil BH) y 8 por bombeo electro

sumergible (BES) Este campo maneja actualmente una produccioacuten promedio de

8597 BPD de petroacuteleo de 258 degAPI 24911 BPD de agua de formacioacuten y 2322

MPCGD de gas asociado7 En la figura 31 se muestra la ubicacioacuten geograacutefica del

campo Cuyabeno

DESCRIPCIOacuteN DEL PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN

Luego de la etapa de separacioacuten la mezcla crudo-agua incluyendo el fluido

separado en el equipo trifaacutesico que se vuelve a unir a la descarga de los

separadores bifaacutesicos e ingresa a la bota desgasificadora donde se extrae el

remanente de gas en el fluido el cual es transferido a la tea de baja y por otro la

emulsioacuten crudo-agua a una presioacuten estimada de entre 20-18 psig sigue hacia el

tanque de lavado que tiene una capacidad en volumen de 18130 Bbls (H= 36

pies Oslash= 60 pies) el cual opera con un colchoacuten de agua promedio de 9 pies En

este recipiente por gravedad e inyeccioacuten de quiacutemicos principalmente el

demulsificante separa el crudo del agua El proceso de deshidratacioacuten actual

indica que el agua excedente del colchoacuten operativo (9 pies promedio) es utilizada

una parte para calentarla con un calentador artesanal usando un miacutenimo de gas

liberado desde los separadores de produccioacuten y prueba que pasan por tres

recipientes denominados depuradores o Scrubber tipo vertical donde se libera al

gas del contenido del liacutequido remanente que puede existir el agua caliente se

mezclaraacute con la emulsioacuten crudo-agua a la entrada del tanque de lavado con el fin

de facilitar la deshidratacioacuten a traveacutes de un equipo denominado Mezclador Estaacutetico

y el resto seraacute enviada al sistema de agua de reinyeccioacuten en el Anexo 7 se

muestra el Diagrama de tuberiacutea e Instrumentacioacuten (PG-CCY-M-002)

El equipo de calentamiento instalado es artesanal y por lo

mismo ineficiente en cuanto al gradiente de temperaturas obtenido (5-10degF)8 con

la que se obtiene una temperatura de crudo 112degF resultante de la mezcla no

recomendable para deshidratacioacuten En la figura 33 se muestra calentador de la

estacioacuten de Cuyabeno

331 TIPO DE QUIacuteMICOS INYECTADOS

El Campo Cuyabeno presenta para la deshidratacioacuten de crudo dos puntos

principales para la inyeccioacuten del quiacutemico como son el muacuteltiple de produccioacuten y

prueba como tambieacuten el ingreso a la bota desgasificadora en la Tabla 33 se

detallan los quiacutemicos inyectados como Demulsificante Antiparafiacutenico Dispersante

Soacutelidos Antiespumante ademaacutes en la tabla mencionada se presenta cantidades

inyectadas y costos de cada uno de los quiacutemicos9 Los productos demulsificantes

son utilizados para separar las moleacuteculas de crudo y agua emulsionadas con un

tiempo de contacto en el tanque de lavado para la determinacioacuten de la cantidad

de quiacutemico inyectado es necesario conocer el sistema de recoleccioacuten de crudo a

objeto de caracterizar las corrientes y determinar mediante anaacutelisis de laboratorio

el porcentaje de emulsioacuten tipo de emulsioacuten porcentaje de Agua libre y Gravedad

API (Normas ASTM D4007-2 Determinacioacuten de agua y sedimentos en crudo por

centrifugacioacuten y ASTM D287-92-2000 Determinacioacuten de la Gravedad API en

crudos y derivados Meacutetodo del Hidroacutemetro)

La parafina es una cera soacutelida del petroacuteleo de alto peso molecular (nuacutemero de

aacutetomos de carbonos presentes en el crudo mayor de 18 aacutetomos de carbonos)

tienen una temperatura de ablandamiento desde 60deg F a 215deg F

aproximadamente Dependiendo donde se presente el problema de precipitacioacuten

de parafina se debe seleccionar el punto de inyeccioacuten para separarlo En la

estacioacuten Cuyabeno se inyecta productos quiacutemicos antiparafiacutenico en el muacuteltiple de

produccioacuten

Los productos antiespumantes son utilizados en los crudos tendientes a formar

espuma a objeto de disiparla generalmente se inyectan en el muacuteltiple de

produccioacuten a cierta distancia del producto quiacutemico demulsificante o en la liacutenea de

entrada de los separadores bifaacutesicos o trifaacutesicos Estos productos son utilizados

cuando hay presencia de soacutelidos en el crudo estos soacutelidos estabilizan las

emulsiones y forman altas interfaces en los tanques de lavado lo que es negativo

para la deshidratacioacuten de crudo Los soacutelidos estaacuten impregnados de crudo que se

mantienen en suspensioacuten en la interface crudo-agua la funcioacuten de los

dispersantes de soacutelidos es cambiar la humectabilidad del soacutelido para que este

emigre de la fase acuosa y se separe Es importante conocer mediante anaacutelisis de

laboratorio en contenido de soacutelidos presentes en el crudo asiacute como el origen de

ello dependeraacute la seleccioacuten del producto quiacutemico dispersante Para la inyeccioacuten de

quiacutemicos se utilizan bombas en cumplimiento de la norma API STD 675 ldquoPositive

Displacement Pumps Controlledrdquo y tanques de fibra de vidrio reforzado de acuerdo

a API 12P ldquoSpecification for Fiberglass Reinforced Plastic Tanksrdquo incluyendo

ademaacutes las conexiones de proceso servicio e instrumentacioacuten hasta las vaacutelvulas

de bloqueo yo instrumento final para conectar al sistema de distribucioacuten En la

Figura 34 se observa la disposicioacuten del sistema de inyeccioacuten de quiacutemicos

Tipos de crudo seguacuten su origen

EMULSIONES

Una emulsioacuten es una mezcla iacutentima y estable de agua y aceite Es un sistema

heterogeacuteneo constituido por lo menos por un liacutequido no miscible disperso

iacutentimamente en otro en forma de gotas cuyos diaacutemetros son generalmente

mayores a 01 micras La estabilidad de dicho sistema puede alterarse por medio

de agentes activos de superficie soacutelidos finamente divididos etc

Una emulsioacuten de crudo es una dispersioacuten de gotas de agua en el aceite Las

emulsiones producidas en campo se clasifican en tres grupos

1048707 Emulsiones de agua en aceite

1048707 Emulsiones de aceite en agua

1048707 Emulsiones complejas o muacuteltiples

Las emulsiones agua en aceite consisten en gotas de agua (partiacuteculas) en una

fase continua de aceite y las emulsiones aceite en agua consiste en gotas o

partiacuteculas de aceite en una fase continua de agua Las maacutes comunes son las

emulsiones agua en aceite las emulsiones aceite en agua se conocen como

emulsiones inversas Las emulsiones muacuteltiples son maacutes complejas y consisten de

gotas pequentildeas suspendidas en gotas maacutes grandes que estaacuten suspendidas en

una fase continua En la figura 31 se puede ver los tipos de emulsiones

Fig 31- Micrografiacuteas de los tipos de emulsiones

21-Emulsiones de Agua en Petroacuteleo Crudo

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

coexisten como dos distintos La frase aceite y agua no se mezclan expresa la

mutua insolubilidad de muchos hidrocarburos liacutequidos y el agua Las solubilidades

de hidrocarburos son bajas pero variacutean dramaacuteticamente desde 00022 ppm para

el

tetradecano hasta 1760 ppm del benceno en el agua La presencia de doble

enlace

carbono-carbono (por ejemplo alkenos dialkenos y aromaacuteticos) incrementan la

solubilidad del agua El agua estaacute lejos de ser soluble en hidrocarburos saturados

(por ejemplo parafinas o alcanos) y la solubilidad del agua decrece con el

incremento del peso molecular de los hidrocarburos

Una emulsioacuten es una suspensioacuten de finas gotas de un liacutequido dispersas en otro

liacutequido como se muestra en la figura 21 El liacutequido presente como pequentildeas

gotas es la fase dispersa o interna mientras que el liacutequido que lo rodea es la fase

continua o externa Las emulsiones algunas veces son clasificadas de acuerdo al

tamantildeo de las gotas dispersas consideraacutendose como macroemulsioacuten cuando el

rango de las gotas es de 10 a 150 micras y como microemulsioacuten o micela cuando

el tamantildeo de gotas variacutea de 05 a 50 micras

Existen tres requisitos para formar una emulsioacuten

bull Dos liacutequidos inmiscibles

bull Suficiente agitacioacuten para dispersar un liacutequido en pequentildeas gotas

bull Un emulsificador para estabilizar las gotas dispersas

Las emulsiones son causadas por turbulencia o agitacioacuten ya que el golpeteo

Dispersa una de las fases en muchas gotas pequentildeas La tensioacuten interfasial o

superficial tiende a la coalescencia de las gotas Muchas gotas dispersas en una

fase continua tienen una gran aacuterea colectiva interfasial sin embargo como las

partiacuteculas coalescen el aacuterea total interfasial disminuye La tensioacuten superficial

representa energiacutea potencial disponible para producir un aacuterea interfasial maacutes

pequentildea Luego la tendencia natural es que la coalescencia ocurra Una tensioacuten

interfasial baja aumenta la coalescencia de las gotas de la emulsioacuten Dos liacutequidos

puros inmiscibles no pueden formar una emulsioacuten estable sin la presencia de

fuerzas estabilizadoras de la emulsioacuten pequentildeas gotas se uniraacuten nuevamente y

decreceraacute el aacuterea interfasial la energiacutea total de superficie y la energiacutea libre de

Gibbs del sistema

Una tercera sustancia o agente emulsificante debe estar presente para estabilizar

la emulsioacuten El tiacutepico emulsificador es un agente activo de superficie o surfactante

Las moleacuteculas del surfactante son anfipaacuteticas es decir una parte de su moleacutecula

es hidrofiacutelica o soluble en agua y la otra es lipofiacutelica o soluble en aceite

Los surfactantes estabilizan las emulsiones por migracioacuten a la interfase aceite-

agua y forman una peliacutecula interfasial alrededor de las gotas Las moleacuteculas de

surfactantes se alinean ellas mismas en la interfase polar hidrofiacutelica en la fase

acuosa y en la no polar hidrofoacutebica en la fase aceite Esta peliacutecula estabiliza la

emulsioacuten debido a las siguientes causas

Reduce las fuerzas de tensioacuten superficial que se requiere para la coalescencia de

las gotas Este decremento en la tensioacuten superficial puede ser dramaacutetico

Antildeadiendo menos de 1 de un surfactante puede reducir la tensioacuten superficial de

las gotas de aceite en agua de 30-35 mNm

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

peliacutecula ha sido comparada como una envoltura plaacutestica

Si el surfactante es polar alineado en la superficie de las gotas de agua su carga

eleacutectrica provoca que se repelan unas gotas con otras

Un segundo mecanismo de estabilizacioacuten ocurre cuando los emulsificadores son

partiacuteculas soacutelidas muy finas Para ser agentes emulsificantes las partiacuteculas

soacutelidas deben ser maacutes pequentildeas que las gotas suspendidas y deben ser

humedecidos por el aceite y el agua Luego estas finas partiacuteculas soacutelidas o

coloides (usualmente con surfactantes adheridos a su superficie) se colectan en la

superficie de la gota y forman una barrera fiacutesica Ejemplos comunes de este tipo

de emulsificadores son el sulfuro de hierro y la arcilla

Los dos tipos de emulsiones agua-aceite son conocidas como aceite-en- agua

(ow) y agua-en-aceite (wo) Las emulsiones ow se refieren a aceite disperso en

el agua y las emulsiones wo se refieren a agua dispersa en el aceite El tipo de

emulsioacuten formada depende fundamentalmente del tipo de agentes emulsificantes

Una regla empiacuterica predice que surfactantes predominantemente solubles en

aceite forman emulsiones wo y surfactantes solubles en agua producen

emulsiones ow

En los campos petroleros las emulsiones agua-en aceite (wo) son llamadas

emulsiones regulares mientras que las emulsiones aceite en el agua (ow) son

llamadas emulsiones inversas Esta clasificacioacuten simple no siempre es adecuada

ya que emulsiones muacuteltiples o complejas (owo oacute wow) pueden tambieacuten ocurrir

Emulsiones del tipo owo se refieren a emulsiones consistentes en gotas de aceite

dentro de gotas de agua que estaacuten dispersas en fase continua de aceite Las

emulsiones wow tienen gotas de agua dispersas en gotas de aceite que a su vez

estaacuten dispersas en fase continua de agua El presente trabajo se centra en

emulsiones aguaen aceite porque eacutestas son las maacutes comunes en el manejo de

crudo

En las emulsiones regulares la fase acuosa dispersa es usualmente llamada agua

y sedimento (AyS) y la fase continua es aceite crudo El AyS es principalmente

agua salina sin embargo soacutelidos tales como arena Iodos carbonatos productos

de corrosioacuten y soacutelidos precipitados o disueltos se encuentran tambieacuten presentes

por lo que AyS tambieacuten es llamado agua y sedimento baacutesico (AySB)

Los agentes emulsificadores son numerosos y pueden ser clasificados de la

siguiente manera

1) Compuestos naturales de superficie activa tales como asfaacuteltenos y resinas

conteniendo aacutecidos orgaacutenicos y bases aacutecidos nafteacutenicos aacutecidos carboxiacutelicos

compuestos de sulfuro fenoles cresoles y otros surfactantes naturales de alto

peso molecular

2) Soacutelidos finamente divididos tales como arena arcilla finos de formacioacuten

esquistos Iodos de perforacioacuten fluidos para estimulacioacuten incrustaciones

minerales compuestos de corrosioacuten (por ejemplo sulfuro de fierro oacutexidos)

parafinas asfaacuteltenos precipitados Los fluidos para estimulacioacuten de pozos son

notablemente efectivos para formar emulsiones muy estables

3) Quiacutemicos antildeadidos tales como inhibidores de corrosioacuten biocidas limpiadores

surfactantes y agentes humectantes

Las emulsiones regulares producidas pueden ser clasificadas como duras y

suaves Por definicioacuten una emulsioacuten dura es muy estable y difiacutecil de romper

principalmente porque las gotas dispersas son muy pequentildeas Por otro lado una

emulsioacuten suave o dispersioacuten es inestable y faacutecil de romper En otras palabras

cuando un gran nuacutemero de gotas de agua de gran diaacutemetro estaacuten presentes ellas

a menudo se separan faacutecilmente por la fuerza gravitacional El agua que se separa

en menos de cinco minutos es llamada agua libre

La cantidad de agua remanente emulsificada variacutea en el rango de 0 a 60

volumen En los crudos ligeros (gt20ordm API) las emulsiones contienen tiacutepicamente

de 5 a 20 volumen de agua mientras que en los crudos pesados (lt 20ordm API)

tienen a menudo de 10 a 35 de agua tal como puede observarse en la figura

22 La cantidad de agua libre depende de la relacioacuten aguaaceite y variacutea

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 inyeccioacuten de vapor y la inyeccioacuten de agua a yacimientos son factores que

promueven la formacioacuten de emulsiones

En resumen los problemas de emulsiones en los campos petroleros llegan a ser

maacutes severos que los meacutetodos para incrementar la recuperacioacuten de aceite

211-Estabilidad y Rompimiento de la Emulsioacuten

Desde un punto de vista termodinaacutemico una emulsioacuten es un sistema inestable

Esto es debido que hay una tendencia natural para un sistema liacutequidoliacutequido de

separar y reducir su aacuterea interfacial y por tal su energiacutea interfacial Sin embargo

la mayoriacutea de las emulsiones son estables despueacutes de un periacuteodo de tiempo Las

emulsiones producidas en campo se clasifican en su grado de estabilidad cineacutetica

bull Emulsiones deacutebiles Las que tardan en separarse unos minutos El agua que se

separa se conoce maacutes bien como agua libre

bull Emulsiones medias Se separan en 10 minutos o maacutes

bull Emulsiones fuertes Se separan (algunas veces parcialmente) en horas o diacuteas

Las emulsiones se consideran dispersiones coloidales liacutequidoliacutequido Su

estabilidad cineacutetica es una consecuencia del tamantildeo de gotas y de la presencia de

una peliacutecula interfacial alrededor de las gotas de agua

Las emulsiones pueden ser rotas por tres mecanismos que son sedimentacioacuten

agregacioacuten y coalescencia La sedimentacioacuten se refiere a la caiacuteda de las gotas de

agua en el aceite crudo el agrupamiento de dos o maacutes gotas es llamado

agregacioacuten y por uacuteltimo la coalescencia que ocurre cuando las gotas originales

pierden sus identidades y se funden en gotas maacutes grandes reduciendo el aacuterea de

interfase total

El rompimiento de la emulsioacuten depende de los siguientes paraacutemetros peliacutecula

interfasial viscosidad de la fase continua tamantildeo de la gota relacioacuten de volumen

de fases temperatura ph edad salinidad de la salmuera y tipo de aceite

Peliacutecula Interfasial Las gotas dispersas estaacuten en constante movimiento por lo

tanto frecuentemente colisionan Una peliacutecula interfasial suficientemente fuerte

para evitar la coalescencia es absolutamente necesaria para mantener la

estabilidad de la emulsioacuten

Una mezcla de surfactantes forma un empaque cerrado produciendo una peliacutecula

mecaacutenicamente fuerte

Viscosidad de la Fase Continua Una viscosidad alta en la fase externa

disminuye el coeficiente de difusioacuten y la frecuencia de colisioacuten de las gotas por lo

que se incrementa la estabilidad de la emulsioacuten Una alta concentracioacuten de las

gotas tambieacuten incrementa la viscosidad aparente de la fase continuacutea y estabiliza la

emulsioacuten Las emulsiones son en general fluidos no newtonianos

Tamantildeo de la Gota Gotas muy pequentildeas producen emulsiones maacutes estables

porque las gotas maacutes grandes tienden a atraer a gotas maacutes pequentildeas Una gran

distribucioacuten de tamantildeos de partiacuteculas produce una emulsioacuten menos estable que

una distribucioacuten uniforme de tamantildeo de gota

Como se ha mencionado previamente el tamantildeo de las gotas variacutea desde 1 μm a

maacutes de 50 μm Generalmente las emulsiones tienen una distribucioacuten de las gotas

de agua En la figura 34 se muestran distribuciones tiacutepicas de emulsiones

aguaaceite Estas distribuciones se representan en histogramas o en funciones

de distribucioacuten

Fig 34 Distribucioacuten del tamantildeo de las gotas de una emulsioacuten de crudo

Por lo general las emulsiones que tienen gotas de agua pequentildeas seraacuten maacutes

estables Para separar el agua se tiene que coalescer el agua y mientras maacutes

pequentildeas sean las gotas mayor trabajo costaraacute separarlas La distribucioacuten de los

tamantildeos de las gotas afecta a la viscosidad de la emulsioacuten debido a que esta es

mayor mientras las gotas son maacutes pequentildeas La viscosidad de la emulsioacuten seraacute

mayor cuando la distribucioacuten del tamantildeo de las gotas sea estrecha

Relacioacuten de Volumen de Fase Incrementando el volumen de la fase dispersa se

incrementa el nuacutemero de gotas yo tamantildeo de gota el aacuterea interfasial y la tensioacuten

superficial La distancia de separacioacuten tambieacuten se reduce y esto incrementa la

colisioacuten de las gotas Todos estos factores reducen la estabilidad de la emulsioacuten

Temperatura Usualmente la temperatura tiene un efecto muy fuerte en la

estabilidad de la emulsioacuten Incrementando la temperatura se incrementa la difusioacuten

de las gotas decrece la viscosidad de la fase externa disminuye la peliacutecula

interfasial y se modifica la tensioacuten superficial Todos estos cambios decrementan

la estabilidad de la emulsioacuten

pH La adicioacuten de aacutecidos o bases inorgaacutenicos cambia radicalmente la formacioacuten de

peliacuteculas de asfaacuteltenos y resinas que estabilizan las emulsiones aguaaceite

Ajustando el ph se puede minimizar la estabilidad de la peliacutecula que estabiliza la

emulsioacuten e incrementar la tensioacuten superficial

El pH de la fase agua tiene una fuerte influencia en la estabilidad de la emulsioacuten

Las peliacuteculas riacutegidas de la emulsioacuten contienen aacutecidos orgaacutenicos y bases

asfaltenos con grupos ionizables y soacutelidos

El agregar aacutecidos inorgaacutenicos y bases influencia en la ionizacioacuten en las peliacuteculas

interfaciales y radicalmente cambia las propiedades fiacutesicas de las peliacuteculas El pH

del agua afecta la rigidez de las peliacuteculas interfaciales

El pH tambieacuten influencia en el tipo de emulsioacuten que se forma Un bajo pH (acidez)

generalmente produce emulsiones aguaaceite (que corresponden a peliacuteculas de

soacutelidos mojadas por aceite) sin embargo un pH alto (base) produce emulsiones

aceiteagua (que corresponden a peliacuteculas moacuteviles jabonosas mojadas por agua)

la figura 35 muestra el efecto del pH en la estabilidad de la emulsioacuten para un

crudo de Venezuela

Fig 35 Efecto del pH y de la concentracioacuten de desemulsificante en la estabilidad

de la emulsioacuten

El pH oacuteptimo para desemulsificar es aproximadamente de 10 sin agregar

desemulsificantes La adicioacuten de desemulsificantes aumenta la desemulsificacioacuten

despueacutes de una hora y la separacioacuten completa del agua se logra despueacutes de 24

horas en un rango diverso de pH

La composicioacuten de la salmuera tiene un efecto importante (en relacioacuten con el pH)

en la estabilidad de la emulsioacuten El pH oacuteptimo para una maacutexima estabilidad de la

emulsioacuten depende de las composiciones del crudo y de la salmuera

Edad La edad incrementa la estabilidad de la emulsioacuten porque el tiempo permite

que los surfactantes migren a la interfase de la gota

Esta peliacutecula o piel alrededor de la gota llega a ser maacutes gruesa maacutes fuerte y maacutes

dura La cantidad de agentes emulsificantes se incrementa por oxidacioacuten fotoacutelisis

evaporacioacuten o por la accioacuten de bacterias

Salinidad de la Salmuera La concentracioacuten de la salmuera es un factor

importante en la formacioacuten de emulsiones estables Agua fresca o salmuera con

baja concentracioacuten de sal favorecen la estabilidad de las emulsiones

Por el contrario altas concentraciones de sal provocan peacuterdida en la estabilidad

de las emulsiones

Tipo de Aceite Los crudos con aceite de base parafiacutenica usualmente no forman

emulsiones estables mientras que los crudos nafteacutenicos y de base mixta forman

emulsiones estables Ceras resinas asfaacuteltenos y otros soacutelidos pueden influenciar

la estabilidad de la emulsioacuten En otras palabras el tipo de crudo determina la

cantidad y tipos de emulsificadores naturales

Diferencia de densidad La fuerza neta de gravedad que actuacutea en una gota es

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

continua

Como vemos son muchos los factores que intervienen en la estabilidad y

rompimiento de una emulsioacuten pero el maacutes importante de todos es el de la peliacutecula

interfasial debido a que en eacutesta se encuentran dos fuerzas que se oponen

constantemente

1 La tensioacuten superficial del agua que permite que las gotas pequentildeas formen

gotas mayores las cuales cuando estaacuten suficientemente grandes se asientan por

gravedad

2 La peliacutecula del agente emulsificador que rodea a la gota la cual tiende a evitar

la unioacuten de las gotitas y auacuten en el choque de dos gotas tiende a quedar entre ellas

de manera que no puedan formar una gota maacutes grande

Rompimiento de la Emulsion

La desemulsificacioacuten o separacioacuten del aceite - agua ocurre principalmente en dos

etapas La Floculacioacuten y la Coalescencia La coalescencia ocurre cuando 2 o maacutes

gotas se hacen una dentro de una esfera homogeacutenea Esto pasa por el hecho que

la gota producida tendraacute un volumen igual a pero un aacuterea superficial maacutes pequentildea

que la suma de las gotas originales Tal que esta gota tendraacute una energiacutea de

superficie maacutes baja este estado es maacutes deseable Esto normalmente continuacutea

para formar esferas maacutes grandes hasta que la fase total de aceite es separada del

agua

En la figura 9 Se muestra una emulsioacuten de aceite en agua (gotas de aceite

dispersa en agua) a modo ilustrativo para tener un mejor entendimiento del

proceso de desestabilizacioacuten de una emulsioacuten Sin embargo el tipo de emulsioacuten

que tenemos en el tanque de slop es de agua en aceite (gotas de agua dispersa

en aceite) y su proceso de desestabilizacioacuten es similar tal como se muestra en la

figura 10 y es esta emulsioacuten la que seraacute sometida a tratamiento de

desemulsificacioacuten en friacuteo

La desestabilizacioacuten de este tipo de emulsioacuten (agua en emulsioacuten de aceite)

involucra baacutesicamente tres pasos llamados floculacioacuten seguido por la

sedimentacioacuten de las gotas de agua debido a la diferencia de densidades y

finalmente la coalescencia de las gotas individuales de agua Grandes tamantildeo de

gotas alta diferencia de densidades entre la fase acuosa y de aceite y una baja

viscosidad de la fase continua causan altos rates de sedimentacioacuten Pero si

enfocamos la desestabilizacioacuten desde un punto de vista maacutes detallado tenemos

Floculacioacuten de las gotas para formar un racimo Coalescencia subsiguiente de las

gotas en contacto Separacioacuten de soacutelidos libres de hidrocarburos presentes en

cada gota Agrupacioacuten de soacutelidos dispersados producidos en la separacioacuten

mediante un tiempo de reposo

4211 Floculacioacuten

La floculacioacuten depende de la velocidad de decantacioacuten de las gotas Seguacuten la ley

de Stokes esta velocidad es directamente proporcional al cuadrado del radio de la

gota y a la diferencia de densidades entre la gota de agua y el crudo y es

inversamente a la viscosidad del volumen de liacutequido total Por este hecho la tasa

de decantacioacuten de las gotas es extremadamente corta en un Slop viscoso pesado

ocasionando una emulsioacuten muy estable La importancia de la floculacioacuten tambieacuten

explica la facilidad relativa de desemulsificacioacuten de una emulsioacuten que contiene

gran porcentaje de agua En un sistema de esta naturaleza la intercolisioacuten y

subsiguiente coalescencia de gotas es maacutes probable que en un sistema donde se

contengan una pocas gotas aisladas en un gran volumen de aceite La floculacioacuten

tambieacuten puede ocasionarse por poliacutemeros antifiacutelicos absorbibles en la interfase de

las gotas Un poliacutemero con muacuteltiples segmentos absorbibles puede ocasionar

floculacioacuten al crear puente entre las gotas Una moleacutecula polimeacuterica con

segmentos absorbidos sencillos puede tambieacuten ocasionar floculacioacuten al interactuar

con otros poliacutemeros absorbidos en las distintas gotas Ver figura 11

4212 Coalescencia

Para ldquoromperrdquo estas emulsiones las gotas floculadas tienen que aglomerarse lo

mismo los soacutelidos (coalescer) Las caracteriacutesticas microscoacutepicas de un proceso de

cuales ciencias son bastantes complejas pues involucran la eliminacioacuten de la

peliacutecula gruesa de liacutequido (superior a 1000 A) de la fase continua que separa las

gotas de agua y partiacuteculas soacutelidas en un agregado La peliacutecula que se encuentra

entre las gotas se adelgaza mediante forma uniforme y continua mediante el

drenaje laminar (flujo Reynolds) de la fase externa Este flujo estaacute regido por la

viscosidad y densidad de la fase continua Se trata de un proceso relativamente

lento para emulsiones de Slop muy pesados y viscosos A diferencia de este

descenso lento suave y uniforme del espesor de la peliacutecula eacutesta tambieacuten puede

adelgazarse en forma localizada y discontinuacutea de manera catastroacutefica Este

adelgazamiento localizado se debe a las ondulaciones de la superficie de la gota y

depende de las propiedades de la superficie especiacuteficamente de la viscosidad El

resultado final de este proceso de adelgazamiento es la creacioacuten de un orificio en

la peliacutecula estabilizante o la formacioacuten de una peliacutecula estable

TRATAMIENTO DE CRUDOS

El tratamiento de las emulsiones se realiza en dos etapas baacutesicas la

deshidratacioacuten donde el contenido de agua a 1 o 2 el desalado donde se

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

remanente

Deshidratacioacuten

En esta etapa se remueve el agua libre y las gotas de mayor tamantildeo Los agentes

quiacutemicos 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 emulsioacuten la temperatura del aceite a la entrada del sistema la volatilidad del

aceite y el costo de calentamiento Un diagrama del proceso de deshidratacioacuten se

presenta en la Fig VII4 Se incluyen

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

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 deshidratacioacuten donde el contenido de agua se reduce a 02-2 de

agua

Desalado

En esta segunda etapa el agua residual (02-2) y la salinidad asociada se

reduce mediante la adicioacuten de agua de baja salinidad De acuerdo con los

resultados de campo el volumen de agua de dilucioacuten es aproximadamente 2 oacute 3

veces el volumen de agua residual Sin embargo esta relacioacuten podraacute variar

considerando los siguientes factores

1) La salinidad del agua residual

2) El porcentaje de agua remanente despueacutes de la etapa de deshidratacioacuten

3) La salinidad del agua de dilucioacuten

4) Eficiencia del mezclado del agua de dilucioacuten con la emulsioacuten

5) Contenido de sal requerido al final del tratamiento

La deshidratacioacuten y desalado de crudos deben combinarse aunque no

siempre en la misma planta para mantener el agua y la sal dentro de

especificaciones Los valores maacuteximos generalmente aceptados son 10 de

agua y 100 LMB para manejarse en oleoductos y 01 de agua y 20 LMB para

refinacioacuten o exportacioacuten

DESHIDRATACIOacuteN DEL PETROacuteLEO

La Deshidratacioacuten del Petroacuteleo es el proceso mediante el cual se separa el agua

asociada con el petroacuteleo ya sea en forma emulsionada o libre hasta lograr reducir

su contenido a un porcentaje previamente especificado Generalmente este

porcentaje es igual o inferior al 1 de agua

241 FORMACIOacuteN DE EMULSIONES

Una emulsioacuten es una mezcla de dos liacutequidos inmiscibles es decir liacutequidos bajo

condiciones normales no se mezclan Uno de los liacutequidos se encuentra dispersado

dentro del otro en forma de gotas muy pequentildeas tal como se puede observar en

la Figura 25 pueden variar en tamantildeo desde partiacuteculas como 000001 mm En el

proceso de extraccioacuten de petroacuteleo la mezcla bifaacutesica petroacuteleo crudo y agua se

desplazan en un medio poroso a una velocidad del orden de 1 piediacutea lo que

significa que es insuficiente para que se forme una emulsioacuten

Sin embargo el arreglo de tuberiacuteas y accesorios (bombas equipos auxiliares

vaacutelvulas codos) producen una agitacioacuten suficiente para que el agua se mezcle

con el petroacuteleo y forme asiacute una emulsioacuten

Existen tres requisitos esenciales para formar una emulsioacuten WO (waacuteter and oil)

bull Dos liacutequidos inmiscibles como es el caso agua y petroacuteleo

bull Agitacioacuten suficiente para dispersar partiacuteculas de un liacutequido al otro

bull Un agente emulsionante para estabilizar gotas dispersas en la fase continuacutea

En los campos petroleros las emulsiones de agua en aceite (WO) son llamadas

emulsiones directas mientras que las emulsiones de aceite en agua (OW) son

llamadas emulsiones inversas Esta clasificacioacuten simple no siempre es adecuada

ya que emulsiones muacuteltiples o complejas (oWO oacute wOW) pueden tambieacuten

ocurrir

242 FACTORES DE INFLUENCIA EN LA FORMACIOacuteN DE EMULSIONES

2422 Agentes Emulsionantes

Los agentes emulsionantes son numerosos y pueden ser clasificados de la

siguiente manera

bull Compuestos naturales surfactantes tales como asfaltenos y resinas conteniendo

aacutecidos orgaacutenicos y bases aacutecidos nafteacutenicos aacutecidos carboxiacutelicos compuestos de

azufre fenoles cresoles y otros surfactantes naturales de alto peso molecular

bull Soacutelidos finamente divididos tales como arena arcilla lodos de perforacioacuten

fluidos para estimulacioacuten incrustaciones minerales productos de la corrosioacuten (por

ejemplo sulfuro de hierro oacutexidos) parafinas asfaltenos precipitados Los fluidos

para estimulacioacuten de pozos pueden contribuir a formar emulsiones muy estables

bull Quiacutemicos de produccioacuten antildeadidos tales como inhibidores de corrosioacuten biocidas

limpiadores surfactantes y agentes humectantes

2423 Fases de una emulsioacuten

En una emulsioacuten el liacutequido dispensado dentro de otro en forma de gotas

pequentildeas se conoce como la fase dispersada o fase interna El liacutequido que

circunda de las gotas dispersadas se conoce como la fase continua o fase

externa Una emulsioacuten de petroacuteleo y agua puede tener cualquiera de los liacutequidos

como fase dispersa dependiendo de las caracteriacutesticas del agente emulsificante

Pero la mayoriacutea de los casos es el agua la que estaacute dispersa en forma de gotas en

el petroacuteleo Las emulsiones pueden contener desde una traza hasta un 90 o maacutes

de agua Pueden ser finas oacute gruesas dependiendo de muchos factores que

incluyen las propiedades de los liacutequidos el porcentaje de cada uno y el tipo y la

cantidad de emulsificador presente

En raras ocasiones las emulsiones producidas en los campos son reversas o

invertidas es decir donde la fase dispersa es una gota de emulsioacuten petroacuteleo-agua

y la fase continua en petroacuteleo En la Figura 26 podemos estimar el porcentaje de

agua emulsionada contenida en el petroacuteleo

25 MEacuteTODOS DE TRATAMIENTO DE DESHIDRATACIOacuteN

La comercializacioacuten de petroacuteleo despueacutes de haber sido tratada debe cumplir

exigencias miacutenimas de calidad en cuanto a contenido de agua y sedimentos

(BSampW) y contenido de la sal (libras por mil barriles de petroacuteleo) En general las

refineriacuteas del no aceptan petroacuteleos crudos con valor BSampW superior al 1 o

contenidos de sal por encima de 15 libras por cada mil barriles de crudo Con el fin

de que el petroacuteleo cumpla con las condiciones de calidad es necesario tratar las

emulsiones para romperlas Para romper una emulsioacuten se debe debilitar

neutralizar o destruir la sustancia emulsificante con el fin de que las gotas de

agua puedan unirse y precipitarse por gravedad Las instalaciones tiacutepicas

disponen de varios meacutetodos como son los que se especifica a continuacioacuten

Tratamiento quiacutemico

Tratamiento gravitacional

Tratamiento electrostaacutetico

Tratamiento teacutermico

251 TRATAMIENTO QUIacuteMICO

El tratamiento quiacutemico consiste en agregar a la emulsioacuten ciertas sustancias

quiacutemicas conocidas como ldquoagentes demulsificantesrdquo las cuales se concentran

para atacar la sustancia emulsificante y destruir la emulsioacuten Los demulsificantes

tienen tres acciones principales

1 Fuerte atraccioacuten hacia la interface aceite-agua ellos deben desplazar o

neutralizar a los emulsificadores presentes en la peliacutecula de la interfase

2 Floculacioacuten neutralizan las cargas eleacutectricas repulsivas entre las gotas

dispersas permitiendo el contacto de las mismas

3 Coalescencia permiten que pequentildeas gotas se unan a gotas maacutes grandes que

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

rodea y estabiliza las gotas sea rota

Los demulsificantes son insolubles con el agua pero solubles en aceite esto sirve

para que puedan dispersarse y alcancen las gotas de agua en la fase crudo-agua

2511 Rangos de dosificacioacuten

La dosificacioacuten en forma de choque no es muy recomendable se debe realizar en

forma continua en la relacioacuten determinada en campo o en pruebas de laboratorio

(pruebas de botella5 2512 Seleccioacuten del tipo de demulsificante ) Los rangos de

dosificacioacuten 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

dosificacioacuten que los crudos ligeros

El exceso de dosificacioacuten de demulsificante incrementa los costos de tratamiento

incrementa el aceite contenido en el agua de formacioacuten puede estabilizar aun maacutes

la emulsioacuten regular (WO) y puede producir emulsiones inversas (OW)

2512 Seleccioacuten del tipo de demulsificante

La seleccioacuten de demulsificante se realiza mediante pruebas empiacutericas llamadas

pruebas de botella cuyo meacutetodo es especificado en la norma API MPMS 104

Las teoriacuteas de coacutemo actuacutean los desemulsificantes estaacuten incompletas

Estas teoriacuteas fallan al pretender explicar el funcionamiento de los diferentes tipos

de compuestos quiacutemicos Sin embargo dos generalidades son vaacutelidas

Primero los desemulsificantes efectivos tienen alto peso molecular que son

comparables a los surfactantes naturales Segundo usados como emulsificadores

los desemulsificantes tienden a producir emulsiones inversas(ow)

Una teoriacutea tradicional acerca de coacutemo trabajan los desemulsificantes es que ellos

neutralizan a los agentes emulsificadores en otras palabras rompen las

emulsiones wo al tender en forma natural a formar emulsiones ow Otra

explicacioacuten es que los desemulsificantes hacen que la peliacutecula que rodea a la gota

de agua se vuelva muy riacutegida o se contraiga para finalmente romperse

Los productos quiacutemicos desemulsificantes pueden caracterizarse como sigue

Esteres son buenos deshidratadores provocan una asentamiento lento de

las gotas de agua pero al sobre dosificarse provocan emulsiones inversas

(ow)

Di-epoacutexicos son excelentes deshidratadores pero provocan un

asentamiento lento de las gotas de agua

Uretanos buenos deshidratadores provocan un asentamiento lento de las

gotas de agua

Resinas son buenos deshidratadores provocan un asentamiento raacutepido de

las gotas de agua dan un agua separada limpia

Polialquilenos pobres deshidratadores lento asentamiento de las gotas de

agua

Glicoles requiere mezclarse con otros para aplicarse

Sulfonatos buenos humectantes de soacutelidos y tiene capacidad para el

asentamiento de las gotas de agua sobre dosificaacutendose no causa

emulsiones inversas (ow) pero pueden causar la precipitacioacuten de

partiacuteculas de sulfuro de fierro en el agua separada

Poliesteraminas agentes de superficie activa violentos deshidratan en

bajas dosificaciones al sobredosificarse producen emulsiones inversas

(ow)

Oxialquilados buenos agentes humectantes son usados en mezclas

Poliaminas son lentos en el asentamiento de las gotas de agua

Alcanolaminas son raacutepidos en el asentamiento de las gotas de agua

Un soacutelo compuesto quiacutemico no puede proveer las tres acciones requeridas

anteriormente citadas por lo que los desemulsificantes comerciales son una

mezcla de varios desemulsificantes baacutesicos (30-60 ) maacutes la adicioacuten de solventes

adecuados tales como nafta aromaacutetica pesada benceno tolueno o alcohol

isopropiacutelico para obtener un liacutequido que fluya a la menor temperatura esperada

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

puedan difundirse raacutepidamente a traveacutes de la fase de aceite y alcancen las gotas

de agua

Por el contrario los desemulsificantes para emulsiones inversas ow son muy

solubles en agua Comuacutenmente son poliaminas cuaternarias de amonio de alto

peso molecular mezcladas con aluminio hierro o cloruro de zinc

Los desemulsificantes deben ser dosificados en forma continua en la relacioacuten

determinada por pruebas de botella yo pruebas de campo La dosificacioacuten en

forma de choque no es muy recomendable Los rangos de dosificacioacuten 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 dosificacioacuten que los crudos

ligeros El exceso de dosificacioacuten de desemulsificante incrementa los costos de

tratamiento incrementa el aceite contenido en la salmuera separada puede

estabilizar auacuten maacutes la emulsioacuten regular (aguaaceite) y puede producir emulsiones

inversas (aceiteagua)

Los desemulsificantes deben ser inyectados tan temprano como sea posible (en el

fondo o en la cabeza del pozo) Esto permite maacutes tiempo de contacto y puede

prevenir la formacioacuten de emulsioacuten corriente abajo

La inyeccioacuten de desemulsificante antes de una bomba asegura un adecuado

contacto con el crudo y minimiza la formacioacuten de emulsioacuten por la accioacuten de la

bomba

La seleccioacuten y preparacioacuten del tipo de desemulsificante debe coincidir con el

recipiente de tratamiento de la emulsioacuten Los tanque de lavado que tienen largo

tiempo de retencioacuten (8-24 horas) requieren desemulsificantes de accioacuten lenta Por

otro lado los tratadores-calentadores y las unidades electrostaacuteticas con corto

tiempo de retencioacuten (15-60 minutos) requieren desemulsificantes de accioacuten muy

raacutepida Problemas como precipitacioacuten de parafinas en climas friacuteos incremento de

soacutelidos por workovers y adicioacuten de compuestos quiacutemicos para estimulacioacuten de

pozos pueden requerir el cambio del desemulsificante de liacutenea

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

permitir su completa identificacioacuten seleccionar el desemulsificante maacutes adecuado

es un arte y una ciencia La seleccioacuten estaacute basada en pruebas empiacutericas de

descrito en el meacutetodo API MPMS 104 (1988)

Obviamente para el eacutexito de la prueba de botella se requiere de una buena

muestra de la emulsioacuten del sistema Para que una muestra sea buena debe reunir

las siguientes caracteriacutesticas

1 Debe ser representativa de la corriente

2 Debe ser un compuesto de la produccioacuten de los pozos individuales que estaacuten

alimentando al tratador

3 Contener cantidades representativas de los quiacutemicos presentes en el sistema

tales como inhibidores de corrosioacuten y parafinas

4 Debe ser fresca para evitar la estabilizacioacuten por envejecimiento de la emulsioacuten

El tratamiento quiacutemico en general ofrece las siguientes ventajas

1 La formacioacuten de las emulsiones puede ser completamente prevenida

dosificando los desemulsificantes desde una etapa temprana del tratamiento

2 La emulsioacuten puede ser rota en friacuteo reduciendo los costos de calentamiento de

la emulsioacuten y la peacuterdida de gravedad asociada con el calentamiento

Las desventajas del tratamiento quiacutemico son

1 Una sobredosificacioacuten puede producir nuevas emulsiones que son a menudo

maacutes difiacuteciles de romper que las emulsiones originales

2 No siempre es econoacutemico romper las emulsiones soacutelo con el tratamiento

quiacutemico generalmente es necesario el uso de energiacutea adicional como

calentamiento o electricidad para reducir los costos del tratamiento quiacutemico

252 TRATAMIENTO GRAVITACIONAL

El meacutetodo por asentamiento gravitacional que consiste en la demulsificacioacuten del

agua en el crudo mediante tiempo de retencioacuten y diferencia de densidades se lleva

a cabo en dos diferentes equipos Eliminadores de agua libre (FWKO) y Tanque

de lavado (Wash Tank) Los eliminadores de agua libre (FWKO) sirven para

remover grandes cantidades de agua no emulsionada en la corriente de los fluidos

que llega a la estacioacuten desde los pozos productores y se asientan faacutecilmente en

menos de 5-20 minutos Estos recipientes se encuentran disentildeados bajo la norma

ASME SECCTION VIII

div 1 y en su parte interna estaacute constituido por bafles para direccionar los fluidos

y platos de coalescencia para deshidratar el gas natural El petroacuteleo separado del

agua libre al contener un porcentaje de agua emulsionada que variacutea entre 1 a 30

de BSW (corte de agua) lo cual implica tratarlo en otro sistema que es el tanque

de lavado (Wash Tank) estos tanques operan con la mitad de agua (colchoacuten de

agua) y la otra parte es petroacuteleo El crudo emulsionado entra en la parte inferior a

una altura de 3 pies de lo cual implica que el agua llegue con el crudo y entre en

contacto con el agua del tanque de lavado con lo que se lleva a cabo la

coalescencia del agua mediante el flujo que se ve forzada por bafles internos de la

cual permite incrementar el tempo de retencioacuten Los tanques de lavado se

encuentran disentildeados bajo la norma API 650 El tratamiento quiacutemico el tiempo de

retencioacuten del tanque de lavado y la diferencia de densidades del petroacuteleo y la

emulsioacuten permite que el petroacuteleo ascienda en la parte superior a formar parte de

la zona del petroacuteleo deshidratado este proceso de deshidratacioacuten en el tanque de

lavado se lleva a cabo en un tiempo de residencia que puede estar entre 3 y 36

horas

253 TRATAMIENTO ELECTROSTAacuteTICO

Cuando el crudo cuya gravedad se encuentran por debajo de los 12deg API ya no

resulta rentable utilizar los tanques de lavado para su deshidratacioacuten debido a su

velocidad de asentamiento para estos casos es necesariamente utilizar el meacutetodo

de deshidratacioacuten electrostaacutetica Este meacutetodo se basa principalmente por el efecto

que produce un campo eleacutectrico en la velocidad de asentamiento de las partiacuteculas

de agua contenidas en la emulsioacuten

2531 Principio electrostaacutetico de coalescencia

Este principio se basa en la estructura de la moleacutecula de agua Esta moleacutecula

responde a un campo eleacutectrico por su configuracioacuten Las gotas de agua que se

encuentran dispersas en el petroacuteleo formando la emulsioacuten estas gotas de agua

en su forma natural son esfeacutericas y se encuentran en el estado maacutes bajo de

energiacutea libre Por lo tanto la gota no es dipolar en su estado natural Sin embargo

al aplicarse un campo eleacutectrico se hace dipolar En este caso la gota pasa de una

forma esfeacuterica a una elipsoidal Las cargas positivas se encuentran en un extremo

del elipsoide y las cargas negativas en el otro extremo Cuando se produce la

elongacioacuten para que la gota alcance la forma elipsoidal se afecta la peliacutecula

superficial de la gota haciendo que las gotas adyacentes de diferente polaridad

eleacutectrica se atraigan y choquen formando asiacute la coalescencia dando origen a una

gota maacutes grande que cae con mayor rapidez

2532 Caracteriacutesticas de un coalescedor electrostaacutetico

Un deshidratador electrostaacutetico estaacute dividido en 3 secciones Figura 27 La

primera seccioacuten ocupa aproximadamente el 50 de su longitud y es llamada

ldquoSeccioacuten de calentamientordquo La segunda seccioacuten es llamada ldquoSeccioacuten central o

control de nivelrdquo y esta ocupa por alrededor del 10 de su longitud ubicada

adyacente a la seccioacuten de calentamiento La tercera seccioacuten ocupa el 40 de la

longitud del deshidratador y es denominada ldquoSeccioacuten de asentamientordquo del agua

suspendida para producir crudo limpio Las parrillas de electrodos de alto voltaje

estaacuten localizadas en la parte superior del recipiente arriba de la interface agua

aceite

La velocidad de asentamiento por gravedad es muy lenta tal como se expone en

la Ley de Stokes Por ejemplo una gota de agua de 20 micras de diaacutemetro en un

crudo de 33 degAPI a 100 degF y una viscosidad de 65 cp se asienta a una velocidad

de 007 fthr

La moleacutecula de agua es polar (figura 24) por lo tanto un campo eleacutectrico

incrementa la coalescencia de las gotas dispersas en el aceite por dos

mecanismos que actuacutean simultaacuteneamente (Lucas R N 1976)

1 Sometidas a un campo electrostaacutetico las gotas de agua adquieren una carga

eleacutectrica neta

2 La distribucioacuten al azar de las gotas de agua en el seno del aceite al pasar por el

campo electrostaacutetico se alinean con su carga positiva orientada al electrodo

cargado (negativo)

254 TRATAMIENTO TEacuteRMICO

El tratamiento teacutermico constituye un meacutetodo efectivo y econoacutemico para la

deshidratacioacuten del petroacuteleo y en la mayoriacutea de los casos se utiliza para ayudar en

otros procesos Antes de aplicar la transferencia de calor es necesario separar el

agua libre y el gas con el fin de reducir la energiacutea que se debe aplicar para

calentar el petroacuteleo ya que se requiere 350 BTU para calentar un barril de agua

en 1ordmF y solamente se requiere 150 BTU para calentar un barril de crudo El

calentamiento ayuda al rompimiento de las emulsiones debido a que tiene los

siguientes efectos sobre ella

bull Dilata la peliacutecula superficial que rodea a las gotas de agua debilitaacutendola y

facilitaacutendola la coalescencia entre ellas

bull Origina y aumenta el movimiento de las moleacuteculas de agua produciendo

colisiones cada vez maacutes violentas que ayudan tambieacuten al rompimiento de la

peliacutecula superficial que rodea a la moleacutecula de agua

bull Aumenta la diferencia de densidades entre agua y petroacuteleo facilitando tambieacuten

el asentamiento de las gotas de agua

bull Reduce la tensioacuten superficial del agua facilitando la unioacuten de las gotas ya que

tienden a tomar una superficie coacutencava y a ofrecer mayor superficie de contacto

con el petroacuteleo

bull Reduce la viscosidad del petroacuteleo

La aplicacioacuten de calor para romper la emulsioacuten se puede hacer por medio de

intercambiadores de calor calentadores directos o indirectos y tratadores

teacutermicos

2541 Intercambiadores de Calor

Los intercambiadores de calor son dispositivos en los cuales cumplen una funcioacuten

especiacutefica tal como indica su nombre intercambiar calor entre dos fluidos que no

se mezclan En los procesos petroleros el disentildeo exclusivo de los

intercambiadores de calor es el de tubos y coraza debido a su amplio rango de

servicio y su alta resistencia a diversas condiciones de operacioacuten Normalmente la

transferencia de calor se produce por contacto directo del crudo emulsionado y del

fluido que proporcionaraacute calor usualmente el crudo pasa por los tubos y el fluido

de trabajo por la coraza esto ayuda a que exista un contacto total con turbulencia

del fluido de trabajo para quo no exista puntos muertos y que la transferencia de

calor sea maacutes eficiente Los intercambiadores de calor ademaacutes de ser eficientes

teacutermicamente su mantenimiento es faacutecil ya que uacutenicamente se lo realiza maacutes a

menudo al haz de tubos y los costos asociados a este son bajos

2542 Calentadores Directos

Este tipo de calentadores lleva a cabo la transferencia de calor por contacto

directo entre el crudo emulsionado y la superficie del calentador esto permite

manejar grandes voluacutemenes de fluido con un menor consumo de combustible Son

raacutepidos eficientes y de costo relativamente bajo La desventaja es que son

peligrosos a explosioacuten requieren de supervisioacuten constante y desperdician

productos livianos Su principal uso estaacute en calentar emulsiones no corrosivas que

esteacuten en baja presioacuten

2543 Calentadores Indirectos

Este tipo de calentadores la emulsioacuten fluye traveacutes de tubos sumergido en agua

donde la transferencia de calor se produce indirectamente por medio del agua que

estaacute alrededor del quemador y recibe de este el calor

Los calentadores indirectos presentan una ventaja de mantener la temperatura

constante y no presenta peligro de explosioacuten Como desventaja se puede notar

que requiere de varias horas para calentar despueacutes de un periacuteodo inactivo

Haciendo imposible tratar una emulsioacuten inmediatamente Sus capacidades son

aproximadamente de 2000 barriles de emulsioacuten por diacutea para un aumento de

temperatura de 100 ordmF

2544 Tratadores Teacutermicos

Los tratadores teacutermicos son equipos que combinan el proceso de calentamiento

con un sistema de coalescencia que ademaacutes de calentar el fluido se le da un

tiempo de retencioacuten para que se realice la separacioacuten de crudo y agua

emulsionada Son equipos que permiten desgasificar y drenar agua decantada La

norma API 5L recomienda el uso de estos equipos cuando el porcentaje de agua

emulsionada es menor o igual al 20 ademaacutes para una mejor eficiencia del

proceso de deshidratacioacuten es necesario determinar la temperatura a la cual el

crudo alcanza como miacutenimo una viscosidad de 150 SSU (25 ndash 30 Cp)

Tratamiento Mecaacutenico

Existen en la industria petrolera diversos procesos mecaacutenicos y fiacutesicos para

reducir el nivel de agua y sedimentos (AyS) del crudo producido a los liacutemites

establecidos entre operadoras y compradoras Antiguamente se contaban con

medios pocos desarrollados para realizar las labores de deshidratacioacuten de crudo

pero simultaacuteneamente con el desarrollo de la industria y con la consiguiente

necesidad de tratar el petroacuteleo producido se fueron desarrollando nuevas teacutecnicas

tendientes a lograr procesos de tratamiento con resultados tan satisfactorio como

fuera posible

Los principios en las cuales se basan para realizar la separacioacuten fiacutesica de vapor

liacutequidos o soacutelidos son el momentum oacute cantidad de movimiento la fuerza de

gravedad y la coalescencia como ya hemos mencionado Toda separacioacuten puede

emplear uno o maacutes de estos principios pero siempre las fases de los fluidos

deben ser inmiscibles y de diferentes densidades para que ocurra la separacioacuten

Dentro de esta gama de separadores mecaacutenicos se pueden mencionar por ser

los maacutes usados dentro de la industria petrolera los siguientes

A Separadores API

B Calentadores

C Despojadores de agua libre DAL

D Centrifugadores

E Platos Paralelos y Corrugados

En adelante se presentaraacuten algunos de los dispositivos de separacioacuten mecaacutenica

que se acaban de mencionar como lo son los separadores API y calentadores

dejando para capiacutetulos continuos la base teoacuterica de los otros restantes son los de

mayor intereacutes en esta investigacioacuten

A-Separadores API (Maston 1990)

Los separadores API son usados ampliamente en las refineriacuteas y son aceptados

generalmente como la norma en lo que a dispositivos de separacioacuten de

crudoagua se refiere Muchos autores dan recomendaciones de criterios de

disentildeo para estas unidades las cuales estaacuten compuestas de uno o maacutes canales

de flujo con una seccioacuten rectangular tanto horizontal como vertical Estos

recomiendan un ancho de canal de 6 a 20 ft (18 a 61 m) y una profundidad de 3 a

8 ft (091 a 244 m) Tambieacuten la relacioacuten anchoprofundidad esta restringida a

valores de 03 a 05 Modelos experimentales de separadores han mostrado bajas

eficiencias para relaciones anchoprofundidad por debajo de 02 El agua drenada

de los tanques fluye longitudinalmente a traveacutes de este canal mientras que las

gotas de crudo suben a la superficie para ser removidas

El criterio de disentildeo de los API (apeacutendice J) fue concebido para confirmar la

inherente suposicioacuten en este tipo de separadores crudoagua de que el mismo

criterio podriacutea ser aplicado a los DAL horizontales Este criterio incorpora un

disentildeo con diaacutemetro de gota de 0015 cm y asume que la velocidad de asenso

obedece a la ley de Stokes Las especificaciones de los separadores permiten que

las gotas de crudo lleguen a la superficie donde seraacuten removidas al final del

recorrido longitudinal El flujo es un factor intriacutenseco dentro de este criterio de

disentildeo el cual es un factor de compensacioacuten para cortocircuitos y turbulencia

necesaria

B-Calentadores

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

forma en que se aplica el calor

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

directo de la corriente alimentada con el calentador Aunque este tipo presenta

problemas de sedimentos y de corrosioacuten pueden manejar mayores voluacutemenes de

fluidos con menor gasto de combustible que los calentadores indirectos

Estos calentadores directos operan eficientemente en procesos operando en baja

presioacuten y donde los fluidos manejados no son muy corrosivos

El esquema tiacutepico de calentadores-tratadores directos tipo vertical y horizontal

se muestra en las figuras 27 y 28 respectivamente

El disentildeo normal de un tratador-calentador tipo vertical cumple las siguientes

funciones

1 Desgasificado de la emulsioacuten de entrada

2 Remocioacuten de arenas sedimentos y agua libre previo al calentamiento

3 Lavado con agua y calentamiento de la emulsioacuten

4 Coalescencia y asentamiento de las gotas de agua Coalescencia mecaacutenica

puede ser usada en eacutesta seccioacuten

El aceite deshidratado caliente puede ser usado para precalentar la emulsioacuten de

entrada usando un intercambiador de calor

Los calentadores-tratadores no son recomendables para remover grandes

cantidades de agua libre y eacutesta limitante llega a ser maacutes aguda en yacimientos

viejos con gran produccioacuten de agua congeacutenita En estos casos la instalacioacuten previa

de un DAL es una solucioacuten ideal

Las mismas funciones baacutesicas son previstas en un calentador directo tipo

horizontal como se muestra en la figura 29 La alimentacioacuten es parcialmente

desgasificada luego dirigida hacia la parte de abajo para la precipitacioacuten del agua

libre y la arena Despueacutes la alimentacioacuten es calentada y sufre una uacuteltima

desgasificacioacuten Posteriormente a traveacutes de un distribuidor pasa a un colector de

agua para finalmente pasar a la seccioacuten de coalescencia

Las partiacuteculas soacutelidas tales como arena escama productos de corrosioacuten se

depositaraacuten 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 alimentacioacuten

2 Bloquear la transferencia de calor y causar quemado del equipo de

calentamiento

3 Interferir los controles de nivel aacutenodos vaacutelvulas medidores y bombas

Asimismo pueden incrementar el crecimiento bacteriano y la velocidad de

corrosioacuten

Para prevenir la deposicioacuten de estos sedimentos se pueden instalar

hidrojets que operando a 30 psi por arriba de la presioacuten de operacioacuten del

calentador pueden remover los sedimentos para su drenado por la parte inferior

del recipiente

En los calentadores de tipo indirecto primero se calienta un fluido

Posteriormente a traveacutes de un intercambiador de calor el fluido de calentamiento

transfiere calor a la corriente de alimentacioacuten

En este tipo de calentadores disminuye el riesgo de explosioacuten y son utilizados en

instalaciones donde es posible recuperar calor tales como el gas caliente de

salida de las turbinas

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

ventajas

1 Reduce la viscosidad de la fase continua un incremento en la temperatura de

10degF baja la viscosidad de la emulsioacuten por un factor de 2

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

coalescencia

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

4 Promueve una mejor distribucioacuten del desemulsificante

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

Esto se logra manteniendo la temperatura del crudo por arriba de su punto de

nube

6 Debilita la peliacutecula de emulsificante que rodea a las gotas de agua

Sin embargo el calentamiento presenta las siguientes desventajas

1 Provoca la migracioacuten de los compuestos maacutes volaacutetiles del crudo hacia la fase

gaseosa Esta peacuterdida de ligeros en el crudo provoca una disminucioacuten de volumen

del crudo calentado (encogimiento) y una disminucioacuten en su gravedad API

2 Incrementa los costos de combustible

3 Incrementa los riesgos en las instalaciones

4 Requieren mayor instrumentacioacuten y control

5 Causa depoacutesitos de coke

PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN Y DESLADO DEL PETROacuteLEO CRUDO EN

REFINERIacuteA MADERO (PEMEX)

PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN DE LA ESTACIOacuteN DE PRODUCCION

CUYABENO-TRATAMIENTO QUIMICO

31 UBICACIOacuteN Y CONDICIONES DE OPERACIOacuteN

El aacuterea Cuyabeno tiene una estacioacuten de produccioacuten donde se procesa todo el

crudo agua y gas que producen los 21 pozos activos6 de los cuales 13 pozos

producen por bombeo hidraacuteulico (Power Oil BH) y 8 por bombeo electro

sumergible (BES) Este campo maneja actualmente una produccioacuten promedio de

8597 BPD de petroacuteleo de 258 degAPI 24911 BPD de agua de formacioacuten y 2322

MPCGD de gas asociado7 En la figura 31 se muestra la ubicacioacuten geograacutefica del

campo Cuyabeno

DESCRIPCIOacuteN DEL PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN

Luego de la etapa de separacioacuten la mezcla crudo-agua incluyendo el fluido

separado en el equipo trifaacutesico que se vuelve a unir a la descarga de los

separadores bifaacutesicos e ingresa a la bota desgasificadora donde se extrae el

remanente de gas en el fluido el cual es transferido a la tea de baja y por otro la

emulsioacuten crudo-agua a una presioacuten estimada de entre 20-18 psig sigue hacia el

tanque de lavado que tiene una capacidad en volumen de 18130 Bbls (H= 36

pies Oslash= 60 pies) el cual opera con un colchoacuten de agua promedio de 9 pies En

este recipiente por gravedad e inyeccioacuten de quiacutemicos principalmente el

demulsificante separa el crudo del agua El proceso de deshidratacioacuten actual

indica que el agua excedente del colchoacuten operativo (9 pies promedio) es utilizada

una parte para calentarla con un calentador artesanal usando un miacutenimo de gas

liberado desde los separadores de produccioacuten y prueba que pasan por tres

recipientes denominados depuradores o Scrubber tipo vertical donde se libera al

gas del contenido del liacutequido remanente que puede existir el agua caliente se

mezclaraacute con la emulsioacuten crudo-agua a la entrada del tanque de lavado con el fin

de facilitar la deshidratacioacuten a traveacutes de un equipo denominado Mezclador Estaacutetico

y el resto seraacute enviada al sistema de agua de reinyeccioacuten en el Anexo 7 se

muestra el Diagrama de tuberiacutea e Instrumentacioacuten (PG-CCY-M-002)

El equipo de calentamiento instalado es artesanal y por lo

mismo ineficiente en cuanto al gradiente de temperaturas obtenido (5-10degF)8 con

la que se obtiene una temperatura de crudo 112degF resultante de la mezcla no

recomendable para deshidratacioacuten En la figura 33 se muestra calentador de la

estacioacuten de Cuyabeno

331 TIPO DE QUIacuteMICOS INYECTADOS

El Campo Cuyabeno presenta para la deshidratacioacuten de crudo dos puntos

principales para la inyeccioacuten del quiacutemico como son el muacuteltiple de produccioacuten y

prueba como tambieacuten el ingreso a la bota desgasificadora en la Tabla 33 se

detallan los quiacutemicos inyectados como Demulsificante Antiparafiacutenico Dispersante

Soacutelidos Antiespumante ademaacutes en la tabla mencionada se presenta cantidades

inyectadas y costos de cada uno de los quiacutemicos9 Los productos demulsificantes

son utilizados para separar las moleacuteculas de crudo y agua emulsionadas con un

tiempo de contacto en el tanque de lavado para la determinacioacuten de la cantidad

de quiacutemico inyectado es necesario conocer el sistema de recoleccioacuten de crudo a

objeto de caracterizar las corrientes y determinar mediante anaacutelisis de laboratorio

el porcentaje de emulsioacuten tipo de emulsioacuten porcentaje de Agua libre y Gravedad

API (Normas ASTM D4007-2 Determinacioacuten de agua y sedimentos en crudo por

centrifugacioacuten y ASTM D287-92-2000 Determinacioacuten de la Gravedad API en

crudos y derivados Meacutetodo del Hidroacutemetro)

La parafina es una cera soacutelida del petroacuteleo de alto peso molecular (nuacutemero de

aacutetomos de carbonos presentes en el crudo mayor de 18 aacutetomos de carbonos)

tienen una temperatura de ablandamiento desde 60deg F a 215deg F

aproximadamente Dependiendo donde se presente el problema de precipitacioacuten

de parafina se debe seleccionar el punto de inyeccioacuten para separarlo En la

estacioacuten Cuyabeno se inyecta productos quiacutemicos antiparafiacutenico en el muacuteltiple de

produccioacuten

Los productos antiespumantes son utilizados en los crudos tendientes a formar

espuma a objeto de disiparla generalmente se inyectan en el muacuteltiple de

produccioacuten a cierta distancia del producto quiacutemico demulsificante o en la liacutenea de

entrada de los separadores bifaacutesicos o trifaacutesicos Estos productos son utilizados

cuando hay presencia de soacutelidos en el crudo estos soacutelidos estabilizan las

emulsiones y forman altas interfaces en los tanques de lavado lo que es negativo

para la deshidratacioacuten de crudo Los soacutelidos estaacuten impregnados de crudo que se

mantienen en suspensioacuten en la interface crudo-agua la funcioacuten de los

dispersantes de soacutelidos es cambiar la humectabilidad del soacutelido para que este

emigre de la fase acuosa y se separe Es importante conocer mediante anaacutelisis de

laboratorio en contenido de soacutelidos presentes en el crudo asiacute como el origen de

ello dependeraacute la seleccioacuten del producto quiacutemico dispersante Para la inyeccioacuten de

quiacutemicos se utilizan bombas en cumplimiento de la norma API STD 675 ldquoPositive

Displacement Pumps Controlledrdquo y tanques de fibra de vidrio reforzado de acuerdo

a API 12P ldquoSpecification for Fiberglass Reinforced Plastic Tanksrdquo incluyendo

ademaacutes las conexiones de proceso servicio e instrumentacioacuten hasta las vaacutelvulas

de bloqueo yo instrumento final para conectar al sistema de distribucioacuten En la

Figura 34 se observa la disposicioacuten del sistema de inyeccioacuten de quiacutemicos

EMULSIONES

Una emulsioacuten es una mezcla iacutentima y estable de agua y aceite Es un sistema

heterogeacuteneo constituido por lo menos por un liacutequido no miscible disperso

iacutentimamente en otro en forma de gotas cuyos diaacutemetros son generalmente

mayores a 01 micras La estabilidad de dicho sistema puede alterarse por medio

de agentes activos de superficie soacutelidos finamente divididos etc

Una emulsioacuten de crudo es una dispersioacuten de gotas de agua en el aceite Las

emulsiones producidas en campo se clasifican en tres grupos

1048707 Emulsiones de agua en aceite

1048707 Emulsiones de aceite en agua

1048707 Emulsiones complejas o muacuteltiples

Las emulsiones agua en aceite consisten en gotas de agua (partiacuteculas) en una

fase continua de aceite y las emulsiones aceite en agua consiste en gotas o

partiacuteculas de aceite en una fase continua de agua Las maacutes comunes son las

emulsiones agua en aceite las emulsiones aceite en agua se conocen como

emulsiones inversas Las emulsiones muacuteltiples son maacutes complejas y consisten de

gotas pequentildeas suspendidas en gotas maacutes grandes que estaacuten suspendidas en

una fase continua En la figura 31 se puede ver los tipos de emulsiones

Fig 31- Micrografiacuteas de los tipos de emulsiones

21-Emulsiones de Agua en Petroacuteleo Crudo

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

coexisten como dos distintos La frase aceite y agua no se mezclan expresa la

mutua insolubilidad de muchos hidrocarburos liacutequidos y el agua Las solubilidades

de hidrocarburos son bajas pero variacutean dramaacuteticamente desde 00022 ppm para

el

tetradecano hasta 1760 ppm del benceno en el agua La presencia de doble

enlace

carbono-carbono (por ejemplo alkenos dialkenos y aromaacuteticos) incrementan la

solubilidad del agua El agua estaacute lejos de ser soluble en hidrocarburos saturados

(por ejemplo parafinas o alcanos) y la solubilidad del agua decrece con el

incremento del peso molecular de los hidrocarburos

Una emulsioacuten es una suspensioacuten de finas gotas de un liacutequido dispersas en otro

liacutequido como se muestra en la figura 21 El liacutequido presente como pequentildeas

gotas es la fase dispersa o interna mientras que el liacutequido que lo rodea es la fase

continua o externa Las emulsiones algunas veces son clasificadas de acuerdo al

tamantildeo de las gotas dispersas consideraacutendose como macroemulsioacuten cuando el

rango de las gotas es de 10 a 150 micras y como microemulsioacuten o micela cuando

el tamantildeo de gotas variacutea de 05 a 50 micras

Existen tres requisitos para formar una emulsioacuten

bull Dos liacutequidos inmiscibles

bull Suficiente agitacioacuten para dispersar un liacutequido en pequentildeas gotas

bull Un emulsificador para estabilizar las gotas dispersas

Las emulsiones son causadas por turbulencia o agitacioacuten ya que el golpeteo

Dispersa una de las fases en muchas gotas pequentildeas La tensioacuten interfasial o

superficial tiende a la coalescencia de las gotas Muchas gotas dispersas en una

fase continua tienen una gran aacuterea colectiva interfasial sin embargo como las

partiacuteculas coalescen el aacuterea total interfasial disminuye La tensioacuten superficial

representa energiacutea potencial disponible para producir un aacuterea interfasial maacutes

pequentildea Luego la tendencia natural es que la coalescencia ocurra Una tensioacuten

interfasial baja aumenta la coalescencia de las gotas de la emulsioacuten Dos liacutequidos

puros inmiscibles no pueden formar una emulsioacuten estable sin la presencia de

fuerzas estabilizadoras de la emulsioacuten pequentildeas gotas se uniraacuten nuevamente y

decreceraacute el aacuterea interfasial la energiacutea total de superficie y la energiacutea libre de

Gibbs del sistema

Una tercera sustancia o agente emulsificante debe estar presente para estabilizar

la emulsioacuten El tiacutepico emulsificador es un agente activo de superficie o surfactante

Las moleacuteculas del surfactante son anfipaacuteticas es decir una parte de su moleacutecula

es hidrofiacutelica o soluble en agua y la otra es lipofiacutelica o soluble en aceite

Los surfactantes estabilizan las emulsiones por migracioacuten a la interfase aceite-

agua y forman una peliacutecula interfasial alrededor de las gotas Las moleacuteculas de

surfactantes se alinean ellas mismas en la interfase polar hidrofiacutelica en la fase

acuosa y en la no polar hidrofoacutebica en la fase aceite Esta peliacutecula estabiliza la

emulsioacuten debido a las siguientes causas

Reduce las fuerzas de tensioacuten superficial que se requiere para la coalescencia de

las gotas Este decremento en la tensioacuten superficial puede ser dramaacutetico

Antildeadiendo menos de 1 de un surfactante puede reducir la tensioacuten superficial de

las gotas de aceite en agua de 30-35 mNm

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

peliacutecula ha sido comparada como una envoltura plaacutestica

Si el surfactante es polar alineado en la superficie de las gotas de agua su carga

eleacutectrica provoca que se repelan unas gotas con otras

Un segundo mecanismo de estabilizacioacuten ocurre cuando los emulsificadores son

partiacuteculas soacutelidas muy finas Para ser agentes emulsificantes las partiacuteculas

soacutelidas deben ser maacutes pequentildeas que las gotas suspendidas y deben ser

humedecidos por el aceite y el agua Luego estas finas partiacuteculas soacutelidas o

coloides (usualmente con surfactantes adheridos a su superficie) se colectan en la

superficie de la gota y forman una barrera fiacutesica Ejemplos comunes de este tipo

de emulsificadores son el sulfuro de hierro y la arcilla

Los dos tipos de emulsiones agua-aceite son conocidas como aceite-en- agua

(ow) y agua-en-aceite (wo) Las emulsiones ow se refieren a aceite disperso en

el agua y las emulsiones wo se refieren a agua dispersa en el aceite El tipo de

emulsioacuten formada depende fundamentalmente del tipo de agentes emulsificantes

Una regla empiacuterica predice que surfactantes predominantemente solubles en

aceite forman emulsiones wo y surfactantes solubles en agua producen

emulsiones ow

En los campos petroleros las emulsiones agua-en aceite (wo) son llamadas

emulsiones regulares mientras que las emulsiones aceite en el agua (ow) son

llamadas emulsiones inversas Esta clasificacioacuten simple no siempre es adecuada

ya que emulsiones muacuteltiples o complejas (owo oacute wow) pueden tambieacuten ocurrir

Emulsiones del tipo owo se refieren a emulsiones consistentes en gotas de aceite

dentro de gotas de agua que estaacuten dispersas en fase continua de aceite Las

emulsiones wow tienen gotas de agua dispersas en gotas de aceite que a su vez

estaacuten dispersas en fase continua de agua El presente trabajo se centra en

emulsiones aguaen aceite porque eacutestas son las maacutes comunes en el manejo de

crudo

En las emulsiones regulares la fase acuosa dispersa es usualmente llamada agua

y sedimento (AyS) y la fase continua es aceite crudo El AyS es principalmente

agua salina sin embargo soacutelidos tales como arena Iodos carbonatos productos

de corrosioacuten y soacutelidos precipitados o disueltos se encuentran tambieacuten presentes

por lo que AyS tambieacuten es llamado agua y sedimento baacutesico (AySB)

Los agentes emulsificadores son numerosos y pueden ser clasificados de la

siguiente manera

1) Compuestos naturales de superficie activa tales como asfaacuteltenos y resinas

conteniendo aacutecidos orgaacutenicos y bases aacutecidos nafteacutenicos aacutecidos carboxiacutelicos

compuestos de sulfuro fenoles cresoles y otros surfactantes naturales de alto

peso molecular

2) Soacutelidos finamente divididos tales como arena arcilla finos de formacioacuten

esquistos Iodos de perforacioacuten fluidos para estimulacioacuten incrustaciones

minerales compuestos de corrosioacuten (por ejemplo sulfuro de fierro oacutexidos)

parafinas asfaacuteltenos precipitados Los fluidos para estimulacioacuten de pozos son

notablemente efectivos para formar emulsiones muy estables

3) Quiacutemicos antildeadidos tales como inhibidores de corrosioacuten biocidas limpiadores

surfactantes y agentes humectantes

Las emulsiones regulares producidas pueden ser clasificadas como duras y

suaves Por definicioacuten una emulsioacuten dura es muy estable y difiacutecil de romper

principalmente porque las gotas dispersas son muy pequentildeas Por otro lado una

emulsioacuten suave o dispersioacuten es inestable y faacutecil de romper En otras palabras

cuando un gran nuacutemero de gotas de agua de gran diaacutemetro estaacuten presentes ellas

a menudo se separan faacutecilmente por la fuerza gravitacional El agua que se separa

en menos de cinco minutos es llamada agua libre

La cantidad de agua remanente emulsificada variacutea en el rango de 0 a 60

volumen En los crudos ligeros (gt20ordm API) las emulsiones contienen tiacutepicamente

de 5 a 20 volumen de agua mientras que en los crudos pesados (lt 20ordm API)

tienen a menudo de 10 a 35 de agua tal como puede observarse en la figura

22 La cantidad de agua libre depende de la relacioacuten aguaaceite y variacutea

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 inyeccioacuten de vapor y la inyeccioacuten de agua a yacimientos son factores que

promueven la formacioacuten de emulsiones

En resumen los problemas de emulsiones en los campos petroleros llegan a ser

maacutes severos que los meacutetodos para incrementar la recuperacioacuten de aceite

211-Estabilidad y Rompimiento de la Emulsioacuten

Desde un punto de vista termodinaacutemico una emulsioacuten es un sistema inestable

Esto es debido que hay una tendencia natural para un sistema liacutequidoliacutequido de

separar y reducir su aacuterea interfacial y por tal su energiacutea interfacial Sin embargo

la mayoriacutea de las emulsiones son estables despueacutes de un periacuteodo de tiempo Las

emulsiones producidas en campo se clasifican en su grado de estabilidad cineacutetica

bull Emulsiones deacutebiles Las que tardan en separarse unos minutos El agua que se

separa se conoce maacutes bien como agua libre

bull Emulsiones medias Se separan en 10 minutos o maacutes

bull Emulsiones fuertes Se separan (algunas veces parcialmente) en horas o diacuteas

Las emulsiones se consideran dispersiones coloidales liacutequidoliacutequido Su

estabilidad cineacutetica es una consecuencia del tamantildeo de gotas y de la presencia de

una peliacutecula interfacial alrededor de las gotas de agua

Las emulsiones pueden ser rotas por tres mecanismos que son sedimentacioacuten

agregacioacuten y coalescencia La sedimentacioacuten se refiere a la caiacuteda de las gotas de

agua en el aceite crudo el agrupamiento de dos o maacutes gotas es llamado

agregacioacuten y por uacuteltimo la coalescencia que ocurre cuando las gotas originales

pierden sus identidades y se funden en gotas maacutes grandes reduciendo el aacuterea de

interfase total

El rompimiento de la emulsioacuten depende de los siguientes paraacutemetros peliacutecula

interfasial viscosidad de la fase continua tamantildeo de la gota relacioacuten de volumen

de fases temperatura ph edad salinidad de la salmuera y tipo de aceite

Peliacutecula Interfasial Las gotas dispersas estaacuten en constante movimiento por lo

tanto frecuentemente colisionan Una peliacutecula interfasial suficientemente fuerte

para evitar la coalescencia es absolutamente necesaria para mantener la

estabilidad de la emulsioacuten

Una mezcla de surfactantes forma un empaque cerrado produciendo una peliacutecula

mecaacutenicamente fuerte

Viscosidad de la Fase Continua Una viscosidad alta en la fase externa

disminuye el coeficiente de difusioacuten y la frecuencia de colisioacuten de las gotas por lo

que se incrementa la estabilidad de la emulsioacuten Una alta concentracioacuten de las

gotas tambieacuten incrementa la viscosidad aparente de la fase continuacutea y estabiliza la

emulsioacuten Las emulsiones son en general fluidos no newtonianos

Tamantildeo de la Gota Gotas muy pequentildeas producen emulsiones maacutes estables

porque las gotas maacutes grandes tienden a atraer a gotas maacutes pequentildeas Una gran

distribucioacuten de tamantildeos de partiacuteculas produce una emulsioacuten menos estable que

una distribucioacuten uniforme de tamantildeo de gota

Como se ha mencionado previamente el tamantildeo de las gotas variacutea desde 1 μm a

maacutes de 50 μm Generalmente las emulsiones tienen una distribucioacuten de las gotas

de agua En la figura 34 se muestran distribuciones tiacutepicas de emulsiones

aguaaceite Estas distribuciones se representan en histogramas o en funciones

de distribucioacuten

Fig 34 Distribucioacuten del tamantildeo de las gotas de una emulsioacuten de crudo

Por lo general las emulsiones que tienen gotas de agua pequentildeas seraacuten maacutes

estables Para separar el agua se tiene que coalescer el agua y mientras maacutes

pequentildeas sean las gotas mayor trabajo costaraacute separarlas La distribucioacuten de los

tamantildeos de las gotas afecta a la viscosidad de la emulsioacuten debido a que esta es

mayor mientras las gotas son maacutes pequentildeas La viscosidad de la emulsioacuten seraacute

mayor cuando la distribucioacuten del tamantildeo de las gotas sea estrecha

Relacioacuten de Volumen de Fase Incrementando el volumen de la fase dispersa se

incrementa el nuacutemero de gotas yo tamantildeo de gota el aacuterea interfasial y la tensioacuten

superficial La distancia de separacioacuten tambieacuten se reduce y esto incrementa la

colisioacuten de las gotas Todos estos factores reducen la estabilidad de la emulsioacuten

Temperatura Usualmente la temperatura tiene un efecto muy fuerte en la

estabilidad de la emulsioacuten Incrementando la temperatura se incrementa la difusioacuten

de las gotas decrece la viscosidad de la fase externa disminuye la peliacutecula

interfasial y se modifica la tensioacuten superficial Todos estos cambios decrementan

la estabilidad de la emulsioacuten

pH La adicioacuten de aacutecidos o bases inorgaacutenicos cambia radicalmente la formacioacuten de

peliacuteculas de asfaacuteltenos y resinas que estabilizan las emulsiones aguaaceite

Ajustando el ph se puede minimizar la estabilidad de la peliacutecula que estabiliza la

emulsioacuten e incrementar la tensioacuten superficial

El pH de la fase agua tiene una fuerte influencia en la estabilidad de la emulsioacuten

Las peliacuteculas riacutegidas de la emulsioacuten contienen aacutecidos orgaacutenicos y bases

asfaltenos con grupos ionizables y soacutelidos

El agregar aacutecidos inorgaacutenicos y bases influencia en la ionizacioacuten en las peliacuteculas

interfaciales y radicalmente cambia las propiedades fiacutesicas de las peliacuteculas El pH

del agua afecta la rigidez de las peliacuteculas interfaciales

El pH tambieacuten influencia en el tipo de emulsioacuten que se forma Un bajo pH (acidez)

generalmente produce emulsiones aguaaceite (que corresponden a peliacuteculas de

soacutelidos mojadas por aceite) sin embargo un pH alto (base) produce emulsiones

aceiteagua (que corresponden a peliacuteculas moacuteviles jabonosas mojadas por agua)

la figura 35 muestra el efecto del pH en la estabilidad de la emulsioacuten para un

crudo de Venezuela

Fig 35 Efecto del pH y de la concentracioacuten de desemulsificante en la estabilidad

de la emulsioacuten

El pH oacuteptimo para desemulsificar es aproximadamente de 10 sin agregar

desemulsificantes La adicioacuten de desemulsificantes aumenta la desemulsificacioacuten

despueacutes de una hora y la separacioacuten completa del agua se logra despueacutes de 24

horas en un rango diverso de pH

La composicioacuten de la salmuera tiene un efecto importante (en relacioacuten con el pH)

en la estabilidad de la emulsioacuten El pH oacuteptimo para una maacutexima estabilidad de la

emulsioacuten depende de las composiciones del crudo y de la salmuera

Edad La edad incrementa la estabilidad de la emulsioacuten porque el tiempo permite

que los surfactantes migren a la interfase de la gota

Esta peliacutecula o piel alrededor de la gota llega a ser maacutes gruesa maacutes fuerte y maacutes

dura La cantidad de agentes emulsificantes se incrementa por oxidacioacuten fotoacutelisis

evaporacioacuten o por la accioacuten de bacterias

Salinidad de la Salmuera La concentracioacuten de la salmuera es un factor

importante en la formacioacuten de emulsiones estables Agua fresca o salmuera con

baja concentracioacuten de sal favorecen la estabilidad de las emulsiones

Por el contrario altas concentraciones de sal provocan peacuterdida en la estabilidad

de las emulsiones

Tipo de Aceite Los crudos con aceite de base parafiacutenica usualmente no forman

emulsiones estables mientras que los crudos nafteacutenicos y de base mixta forman

emulsiones estables Ceras resinas asfaacuteltenos y otros soacutelidos pueden influenciar

la estabilidad de la emulsioacuten En otras palabras el tipo de crudo determina la

cantidad y tipos de emulsificadores naturales

Diferencia de densidad La fuerza neta de gravedad que actuacutea en una gota es

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

continua

Como vemos son muchos los factores que intervienen en la estabilidad y

rompimiento de una emulsioacuten pero el maacutes importante de todos es el de la peliacutecula

interfasial debido a que en eacutesta se encuentran dos fuerzas que se oponen

constantemente

1 La tensioacuten superficial del agua que permite que las gotas pequentildeas formen

gotas mayores las cuales cuando estaacuten suficientemente grandes se asientan por

gravedad

2 La peliacutecula del agente emulsificador que rodea a la gota la cual tiende a evitar

la unioacuten de las gotitas y auacuten en el choque de dos gotas tiende a quedar entre ellas

de manera que no puedan formar una gota maacutes grande

Rompimiento de la Emulsion

La desemulsificacioacuten o separacioacuten del aceite - agua ocurre principalmente en dos

etapas La Floculacioacuten y la Coalescencia La coalescencia ocurre cuando 2 o maacutes

gotas se hacen una dentro de una esfera homogeacutenea Esto pasa por el hecho que

la gota producida tendraacute un volumen igual a pero un aacuterea superficial maacutes pequentildea

que la suma de las gotas originales Tal que esta gota tendraacute una energiacutea de

superficie maacutes baja este estado es maacutes deseable Esto normalmente continuacutea

para formar esferas maacutes grandes hasta que la fase total de aceite es separada del

agua

En la figura 9 Se muestra una emulsioacuten de aceite en agua (gotas de aceite

dispersa en agua) a modo ilustrativo para tener un mejor entendimiento del

proceso de desestabilizacioacuten de una emulsioacuten Sin embargo el tipo de emulsioacuten

que tenemos en el tanque de slop es de agua en aceite (gotas de agua dispersa

en aceite) y su proceso de desestabilizacioacuten es similar tal como se muestra en la

figura 10 y es esta emulsioacuten la que seraacute sometida a tratamiento de

desemulsificacioacuten en friacuteo

La desestabilizacioacuten de este tipo de emulsioacuten (agua en emulsioacuten de aceite)

involucra baacutesicamente tres pasos llamados floculacioacuten seguido por la

sedimentacioacuten de las gotas de agua debido a la diferencia de densidades y

finalmente la coalescencia de las gotas individuales de agua Grandes tamantildeo de

gotas alta diferencia de densidades entre la fase acuosa y de aceite y una baja

viscosidad de la fase continua causan altos rates de sedimentacioacuten Pero si

enfocamos la desestabilizacioacuten desde un punto de vista maacutes detallado tenemos

Floculacioacuten de las gotas para formar un racimo Coalescencia subsiguiente de las

gotas en contacto Separacioacuten de soacutelidos libres de hidrocarburos presentes en

cada gota Agrupacioacuten de soacutelidos dispersados producidos en la separacioacuten

mediante un tiempo de reposo

4211 Floculacioacuten

La floculacioacuten depende de la velocidad de decantacioacuten de las gotas Seguacuten la ley

de Stokes esta velocidad es directamente proporcional al cuadrado del radio de la

gota y a la diferencia de densidades entre la gota de agua y el crudo y es

inversamente a la viscosidad del volumen de liacutequido total Por este hecho la tasa

de decantacioacuten de las gotas es extremadamente corta en un Slop viscoso pesado

ocasionando una emulsioacuten muy estable La importancia de la floculacioacuten tambieacuten

explica la facilidad relativa de desemulsificacioacuten de una emulsioacuten que contiene

gran porcentaje de agua En un sistema de esta naturaleza la intercolisioacuten y

subsiguiente coalescencia de gotas es maacutes probable que en un sistema donde se

contengan una pocas gotas aisladas en un gran volumen de aceite La floculacioacuten

tambieacuten puede ocasionarse por poliacutemeros antifiacutelicos absorbibles en la interfase de

las gotas Un poliacutemero con muacuteltiples segmentos absorbibles puede ocasionar

floculacioacuten al crear puente entre las gotas Una moleacutecula polimeacuterica con

segmentos absorbidos sencillos puede tambieacuten ocasionar floculacioacuten al interactuar

con otros poliacutemeros absorbidos en las distintas gotas Ver figura 11

4212 Coalescencia

Para ldquoromperrdquo estas emulsiones las gotas floculadas tienen que aglomerarse lo

mismo los soacutelidos (coalescer) Las caracteriacutesticas microscoacutepicas de un proceso de

cuales ciencias son bastantes complejas pues involucran la eliminacioacuten de la

peliacutecula gruesa de liacutequido (superior a 1000 A) de la fase continua que separa las

gotas de agua y partiacuteculas soacutelidas en un agregado La peliacutecula que se encuentra

entre las gotas se adelgaza mediante forma uniforme y continua mediante el

drenaje laminar (flujo Reynolds) de la fase externa Este flujo estaacute regido por la

viscosidad y densidad de la fase continua Se trata de un proceso relativamente

lento para emulsiones de Slop muy pesados y viscosos A diferencia de este

descenso lento suave y uniforme del espesor de la peliacutecula eacutesta tambieacuten puede

adelgazarse en forma localizada y discontinuacutea de manera catastroacutefica Este

adelgazamiento localizado se debe a las ondulaciones de la superficie de la gota y

depende de las propiedades de la superficie especiacuteficamente de la viscosidad El

resultado final de este proceso de adelgazamiento es la creacioacuten de un orificio en

la peliacutecula estabilizante o la formacioacuten de una peliacutecula estable

TRATAMIENTO DE CRUDOS

El tratamiento de las emulsiones se realiza en dos etapas baacutesicas la

deshidratacioacuten donde el contenido de agua a 1 o 2 el desalado donde se

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

remanente

Deshidratacioacuten

En esta etapa se remueve el agua libre y las gotas de mayor tamantildeo Los agentes

quiacutemicos 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 emulsioacuten la temperatura del aceite a la entrada del sistema la volatilidad del

aceite y el costo de calentamiento Un diagrama del proceso de deshidratacioacuten se

presenta en la Fig VII4 Se incluyen

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

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 deshidratacioacuten donde el contenido de agua se reduce a 02-2 de

agua

Desalado

En esta segunda etapa el agua residual (02-2) y la salinidad asociada se

reduce mediante la adicioacuten de agua de baja salinidad De acuerdo con los

resultados de campo el volumen de agua de dilucioacuten es aproximadamente 2 oacute 3

veces el volumen de agua residual Sin embargo esta relacioacuten podraacute variar

considerando los siguientes factores

1) La salinidad del agua residual

2) El porcentaje de agua remanente despueacutes de la etapa de deshidratacioacuten

3) La salinidad del agua de dilucioacuten

4) Eficiencia del mezclado del agua de dilucioacuten con la emulsioacuten

5) Contenido de sal requerido al final del tratamiento

La deshidratacioacuten y desalado de crudos deben combinarse aunque no

siempre en la misma planta para mantener el agua y la sal dentro de

especificaciones Los valores maacuteximos generalmente aceptados son 10 de

agua y 100 LMB para manejarse en oleoductos y 01 de agua y 20 LMB para

refinacioacuten o exportacioacuten

DESHIDRATACIOacuteN DEL PETROacuteLEO

La Deshidratacioacuten del Petroacuteleo es el proceso mediante el cual se separa el agua

asociada con el petroacuteleo ya sea en forma emulsionada o libre hasta lograr reducir

su contenido a un porcentaje previamente especificado Generalmente este

porcentaje es igual o inferior al 1 de agua

241 FORMACIOacuteN DE EMULSIONES

Una emulsioacuten es una mezcla de dos liacutequidos inmiscibles es decir liacutequidos bajo

condiciones normales no se mezclan Uno de los liacutequidos se encuentra dispersado

dentro del otro en forma de gotas muy pequentildeas tal como se puede observar en

la Figura 25 pueden variar en tamantildeo desde partiacuteculas como 000001 mm En el

proceso de extraccioacuten de petroacuteleo la mezcla bifaacutesica petroacuteleo crudo y agua se

desplazan en un medio poroso a una velocidad del orden de 1 piediacutea lo que

significa que es insuficiente para que se forme una emulsioacuten

Sin embargo el arreglo de tuberiacuteas y accesorios (bombas equipos auxiliares

vaacutelvulas codos) producen una agitacioacuten suficiente para que el agua se mezcle

con el petroacuteleo y forme asiacute una emulsioacuten

Existen tres requisitos esenciales para formar una emulsioacuten WO (waacuteter and oil)

bull Dos liacutequidos inmiscibles como es el caso agua y petroacuteleo

bull Agitacioacuten suficiente para dispersar partiacuteculas de un liacutequido al otro

bull Un agente emulsionante para estabilizar gotas dispersas en la fase continuacutea

En los campos petroleros las emulsiones de agua en aceite (WO) son llamadas

emulsiones directas mientras que las emulsiones de aceite en agua (OW) son

llamadas emulsiones inversas Esta clasificacioacuten simple no siempre es adecuada

ya que emulsiones muacuteltiples o complejas (oWO oacute wOW) pueden tambieacuten

ocurrir

242 FACTORES DE INFLUENCIA EN LA FORMACIOacuteN DE EMULSIONES

2422 Agentes Emulsionantes

Los agentes emulsionantes son numerosos y pueden ser clasificados de la

siguiente manera

bull Compuestos naturales surfactantes tales como asfaltenos y resinas conteniendo

aacutecidos orgaacutenicos y bases aacutecidos nafteacutenicos aacutecidos carboxiacutelicos compuestos de

azufre fenoles cresoles y otros surfactantes naturales de alto peso molecular

bull Soacutelidos finamente divididos tales como arena arcilla lodos de perforacioacuten

fluidos para estimulacioacuten incrustaciones minerales productos de la corrosioacuten (por

ejemplo sulfuro de hierro oacutexidos) parafinas asfaltenos precipitados Los fluidos

para estimulacioacuten de pozos pueden contribuir a formar emulsiones muy estables

bull Quiacutemicos de produccioacuten antildeadidos tales como inhibidores de corrosioacuten biocidas

limpiadores surfactantes y agentes humectantes

2423 Fases de una emulsioacuten

En una emulsioacuten el liacutequido dispensado dentro de otro en forma de gotas

pequentildeas se conoce como la fase dispersada o fase interna El liacutequido que

circunda de las gotas dispersadas se conoce como la fase continua o fase

externa Una emulsioacuten de petroacuteleo y agua puede tener cualquiera de los liacutequidos

como fase dispersa dependiendo de las caracteriacutesticas del agente emulsificante

Pero la mayoriacutea de los casos es el agua la que estaacute dispersa en forma de gotas en

el petroacuteleo Las emulsiones pueden contener desde una traza hasta un 90 o maacutes

de agua Pueden ser finas oacute gruesas dependiendo de muchos factores que

incluyen las propiedades de los liacutequidos el porcentaje de cada uno y el tipo y la

cantidad de emulsificador presente

En raras ocasiones las emulsiones producidas en los campos son reversas o

invertidas es decir donde la fase dispersa es una gota de emulsioacuten petroacuteleo-agua

y la fase continua en petroacuteleo En la Figura 26 podemos estimar el porcentaje de

agua emulsionada contenida en el petroacuteleo

25 MEacuteTODOS DE TRATAMIENTO DE DESHIDRATACIOacuteN

La comercializacioacuten de petroacuteleo despueacutes de haber sido tratada debe cumplir

exigencias miacutenimas de calidad en cuanto a contenido de agua y sedimentos

(BSampW) y contenido de la sal (libras por mil barriles de petroacuteleo) En general las

refineriacuteas del no aceptan petroacuteleos crudos con valor BSampW superior al 1 o

contenidos de sal por encima de 15 libras por cada mil barriles de crudo Con el fin

de que el petroacuteleo cumpla con las condiciones de calidad es necesario tratar las

emulsiones para romperlas Para romper una emulsioacuten se debe debilitar

neutralizar o destruir la sustancia emulsificante con el fin de que las gotas de

agua puedan unirse y precipitarse por gravedad Las instalaciones tiacutepicas

disponen de varios meacutetodos como son los que se especifica a continuacioacuten

Tratamiento quiacutemico

Tratamiento gravitacional

Tratamiento electrostaacutetico

Tratamiento teacutermico

251 TRATAMIENTO QUIacuteMICO

El tratamiento quiacutemico consiste en agregar a la emulsioacuten ciertas sustancias

quiacutemicas conocidas como ldquoagentes demulsificantesrdquo las cuales se concentran

para atacar la sustancia emulsificante y destruir la emulsioacuten Los demulsificantes

tienen tres acciones principales

1 Fuerte atraccioacuten hacia la interface aceite-agua ellos deben desplazar o

neutralizar a los emulsificadores presentes en la peliacutecula de la interfase

2 Floculacioacuten neutralizan las cargas eleacutectricas repulsivas entre las gotas

dispersas permitiendo el contacto de las mismas

3 Coalescencia permiten que pequentildeas gotas se unan a gotas maacutes grandes que

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

rodea y estabiliza las gotas sea rota

Los demulsificantes son insolubles con el agua pero solubles en aceite esto sirve

para que puedan dispersarse y alcancen las gotas de agua en la fase crudo-agua

2511 Rangos de dosificacioacuten

La dosificacioacuten en forma de choque no es muy recomendable se debe realizar en

forma continua en la relacioacuten determinada en campo o en pruebas de laboratorio

(pruebas de botella5 2512 Seleccioacuten del tipo de demulsificante ) Los rangos de

dosificacioacuten 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

dosificacioacuten que los crudos ligeros

El exceso de dosificacioacuten de demulsificante incrementa los costos de tratamiento

incrementa el aceite contenido en el agua de formacioacuten puede estabilizar aun maacutes

la emulsioacuten regular (WO) y puede producir emulsiones inversas (OW)

2512 Seleccioacuten del tipo de demulsificante

La seleccioacuten de demulsificante se realiza mediante pruebas empiacutericas llamadas

pruebas de botella cuyo meacutetodo es especificado en la norma API MPMS 104

Las teoriacuteas de coacutemo actuacutean los desemulsificantes estaacuten incompletas

Estas teoriacuteas fallan al pretender explicar el funcionamiento de los diferentes tipos

de compuestos quiacutemicos Sin embargo dos generalidades son vaacutelidas

Primero los desemulsificantes efectivos tienen alto peso molecular que son

comparables a los surfactantes naturales Segundo usados como emulsificadores

los desemulsificantes tienden a producir emulsiones inversas(ow)

Una teoriacutea tradicional acerca de coacutemo trabajan los desemulsificantes es que ellos

neutralizan a los agentes emulsificadores en otras palabras rompen las

emulsiones wo al tender en forma natural a formar emulsiones ow Otra

explicacioacuten es que los desemulsificantes hacen que la peliacutecula que rodea a la gota

de agua se vuelva muy riacutegida o se contraiga para finalmente romperse

Los productos quiacutemicos desemulsificantes pueden caracterizarse como sigue

Esteres son buenos deshidratadores provocan una asentamiento lento de

las gotas de agua pero al sobre dosificarse provocan emulsiones inversas

(ow)

Di-epoacutexicos son excelentes deshidratadores pero provocan un

asentamiento lento de las gotas de agua

Uretanos buenos deshidratadores provocan un asentamiento lento de las

gotas de agua

Resinas son buenos deshidratadores provocan un asentamiento raacutepido de

las gotas de agua dan un agua separada limpia

Polialquilenos pobres deshidratadores lento asentamiento de las gotas de

agua

Glicoles requiere mezclarse con otros para aplicarse

Sulfonatos buenos humectantes de soacutelidos y tiene capacidad para el

asentamiento de las gotas de agua sobre dosificaacutendose no causa

emulsiones inversas (ow) pero pueden causar la precipitacioacuten de

partiacuteculas de sulfuro de fierro en el agua separada

Poliesteraminas agentes de superficie activa violentos deshidratan en

bajas dosificaciones al sobredosificarse producen emulsiones inversas

(ow)

Oxialquilados buenos agentes humectantes son usados en mezclas

Poliaminas son lentos en el asentamiento de las gotas de agua

Alcanolaminas son raacutepidos en el asentamiento de las gotas de agua

Un soacutelo compuesto quiacutemico no puede proveer las tres acciones requeridas

anteriormente citadas por lo que los desemulsificantes comerciales son una

mezcla de varios desemulsificantes baacutesicos (30-60 ) maacutes la adicioacuten de solventes

adecuados tales como nafta aromaacutetica pesada benceno tolueno o alcohol

isopropiacutelico para obtener un liacutequido que fluya a la menor temperatura esperada

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

puedan difundirse raacutepidamente a traveacutes de la fase de aceite y alcancen las gotas

de agua

Por el contrario los desemulsificantes para emulsiones inversas ow son muy

solubles en agua Comuacutenmente son poliaminas cuaternarias de amonio de alto

peso molecular mezcladas con aluminio hierro o cloruro de zinc

Los desemulsificantes deben ser dosificados en forma continua en la relacioacuten

determinada por pruebas de botella yo pruebas de campo La dosificacioacuten en

forma de choque no es muy recomendable Los rangos de dosificacioacuten 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 dosificacioacuten que los crudos

ligeros El exceso de dosificacioacuten de desemulsificante incrementa los costos de

tratamiento incrementa el aceite contenido en la salmuera separada puede

estabilizar auacuten maacutes la emulsioacuten regular (aguaaceite) y puede producir emulsiones

inversas (aceiteagua)

Los desemulsificantes deben ser inyectados tan temprano como sea posible (en el

fondo o en la cabeza del pozo) Esto permite maacutes tiempo de contacto y puede

prevenir la formacioacuten de emulsioacuten corriente abajo

La inyeccioacuten de desemulsificante antes de una bomba asegura un adecuado

contacto con el crudo y minimiza la formacioacuten de emulsioacuten por la accioacuten de la

bomba

La seleccioacuten y preparacioacuten del tipo de desemulsificante debe coincidir con el

recipiente de tratamiento de la emulsioacuten Los tanque de lavado que tienen largo

tiempo de retencioacuten (8-24 horas) requieren desemulsificantes de accioacuten lenta Por

otro lado los tratadores-calentadores y las unidades electrostaacuteticas con corto

tiempo de retencioacuten (15-60 minutos) requieren desemulsificantes de accioacuten muy

raacutepida Problemas como precipitacioacuten de parafinas en climas friacuteos incremento de

soacutelidos por workovers y adicioacuten de compuestos quiacutemicos para estimulacioacuten de

pozos pueden requerir el cambio del desemulsificante de liacutenea

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

permitir su completa identificacioacuten seleccionar el desemulsificante maacutes adecuado

es un arte y una ciencia La seleccioacuten estaacute basada en pruebas empiacutericas de

descrito en el meacutetodo API MPMS 104 (1988)

Obviamente para el eacutexito de la prueba de botella se requiere de una buena

muestra de la emulsioacuten del sistema Para que una muestra sea buena debe reunir

las siguientes caracteriacutesticas

1 Debe ser representativa de la corriente

2 Debe ser un compuesto de la produccioacuten de los pozos individuales que estaacuten

alimentando al tratador

3 Contener cantidades representativas de los quiacutemicos presentes en el sistema

tales como inhibidores de corrosioacuten y parafinas

4 Debe ser fresca para evitar la estabilizacioacuten por envejecimiento de la emulsioacuten

El tratamiento quiacutemico en general ofrece las siguientes ventajas

1 La formacioacuten de las emulsiones puede ser completamente prevenida

dosificando los desemulsificantes desde una etapa temprana del tratamiento

2 La emulsioacuten puede ser rota en friacuteo reduciendo los costos de calentamiento de

la emulsioacuten y la peacuterdida de gravedad asociada con el calentamiento

Las desventajas del tratamiento quiacutemico son

1 Una sobredosificacioacuten puede producir nuevas emulsiones que son a menudo

maacutes difiacuteciles de romper que las emulsiones originales

2 No siempre es econoacutemico romper las emulsiones soacutelo con el tratamiento

quiacutemico generalmente es necesario el uso de energiacutea adicional como

calentamiento o electricidad para reducir los costos del tratamiento quiacutemico

252 TRATAMIENTO GRAVITACIONAL

El meacutetodo por asentamiento gravitacional que consiste en la demulsificacioacuten del

agua en el crudo mediante tiempo de retencioacuten y diferencia de densidades se lleva

a cabo en dos diferentes equipos Eliminadores de agua libre (FWKO) y Tanque

de lavado (Wash Tank) Los eliminadores de agua libre (FWKO) sirven para

remover grandes cantidades de agua no emulsionada en la corriente de los fluidos

que llega a la estacioacuten desde los pozos productores y se asientan faacutecilmente en

menos de 5-20 minutos Estos recipientes se encuentran disentildeados bajo la norma

ASME SECCTION VIII

div 1 y en su parte interna estaacute constituido por bafles para direccionar los fluidos

y platos de coalescencia para deshidratar el gas natural El petroacuteleo separado del

agua libre al contener un porcentaje de agua emulsionada que variacutea entre 1 a 30

de BSW (corte de agua) lo cual implica tratarlo en otro sistema que es el tanque

de lavado (Wash Tank) estos tanques operan con la mitad de agua (colchoacuten de

agua) y la otra parte es petroacuteleo El crudo emulsionado entra en la parte inferior a

una altura de 3 pies de lo cual implica que el agua llegue con el crudo y entre en

contacto con el agua del tanque de lavado con lo que se lleva a cabo la

coalescencia del agua mediante el flujo que se ve forzada por bafles internos de la

cual permite incrementar el tempo de retencioacuten Los tanques de lavado se

encuentran disentildeados bajo la norma API 650 El tratamiento quiacutemico el tiempo de

retencioacuten del tanque de lavado y la diferencia de densidades del petroacuteleo y la

emulsioacuten permite que el petroacuteleo ascienda en la parte superior a formar parte de

la zona del petroacuteleo deshidratado este proceso de deshidratacioacuten en el tanque de

lavado se lleva a cabo en un tiempo de residencia que puede estar entre 3 y 36

horas

253 TRATAMIENTO ELECTROSTAacuteTICO

Cuando el crudo cuya gravedad se encuentran por debajo de los 12deg API ya no

resulta rentable utilizar los tanques de lavado para su deshidratacioacuten debido a su

velocidad de asentamiento para estos casos es necesariamente utilizar el meacutetodo

de deshidratacioacuten electrostaacutetica Este meacutetodo se basa principalmente por el efecto

que produce un campo eleacutectrico en la velocidad de asentamiento de las partiacuteculas

de agua contenidas en la emulsioacuten

2531 Principio electrostaacutetico de coalescencia

Este principio se basa en la estructura de la moleacutecula de agua Esta moleacutecula

responde a un campo eleacutectrico por su configuracioacuten Las gotas de agua que se

encuentran dispersas en el petroacuteleo formando la emulsioacuten estas gotas de agua

en su forma natural son esfeacutericas y se encuentran en el estado maacutes bajo de

energiacutea libre Por lo tanto la gota no es dipolar en su estado natural Sin embargo

al aplicarse un campo eleacutectrico se hace dipolar En este caso la gota pasa de una

forma esfeacuterica a una elipsoidal Las cargas positivas se encuentran en un extremo

del elipsoide y las cargas negativas en el otro extremo Cuando se produce la

elongacioacuten para que la gota alcance la forma elipsoidal se afecta la peliacutecula

superficial de la gota haciendo que las gotas adyacentes de diferente polaridad

eleacutectrica se atraigan y choquen formando asiacute la coalescencia dando origen a una

gota maacutes grande que cae con mayor rapidez

2532 Caracteriacutesticas de un coalescedor electrostaacutetico

Un deshidratador electrostaacutetico estaacute dividido en 3 secciones Figura 27 La

primera seccioacuten ocupa aproximadamente el 50 de su longitud y es llamada

ldquoSeccioacuten de calentamientordquo La segunda seccioacuten es llamada ldquoSeccioacuten central o

control de nivelrdquo y esta ocupa por alrededor del 10 de su longitud ubicada

adyacente a la seccioacuten de calentamiento La tercera seccioacuten ocupa el 40 de la

longitud del deshidratador y es denominada ldquoSeccioacuten de asentamientordquo del agua

suspendida para producir crudo limpio Las parrillas de electrodos de alto voltaje

estaacuten localizadas en la parte superior del recipiente arriba de la interface agua

aceite

La velocidad de asentamiento por gravedad es muy lenta tal como se expone en

la Ley de Stokes Por ejemplo una gota de agua de 20 micras de diaacutemetro en un

crudo de 33 degAPI a 100 degF y una viscosidad de 65 cp se asienta a una velocidad

de 007 fthr

La moleacutecula de agua es polar (figura 24) por lo tanto un campo eleacutectrico

incrementa la coalescencia de las gotas dispersas en el aceite por dos

mecanismos que actuacutean simultaacuteneamente (Lucas R N 1976)

1 Sometidas a un campo electrostaacutetico las gotas de agua adquieren una carga

eleacutectrica neta

2 La distribucioacuten al azar de las gotas de agua en el seno del aceite al pasar por el

campo electrostaacutetico se alinean con su carga positiva orientada al electrodo

cargado (negativo)

254 TRATAMIENTO TEacuteRMICO

El tratamiento teacutermico constituye un meacutetodo efectivo y econoacutemico para la

deshidratacioacuten del petroacuteleo y en la mayoriacutea de los casos se utiliza para ayudar en

otros procesos Antes de aplicar la transferencia de calor es necesario separar el

agua libre y el gas con el fin de reducir la energiacutea que se debe aplicar para

calentar el petroacuteleo ya que se requiere 350 BTU para calentar un barril de agua

en 1ordmF y solamente se requiere 150 BTU para calentar un barril de crudo El

calentamiento ayuda al rompimiento de las emulsiones debido a que tiene los

siguientes efectos sobre ella

bull Dilata la peliacutecula superficial que rodea a las gotas de agua debilitaacutendola y

facilitaacutendola la coalescencia entre ellas

bull Origina y aumenta el movimiento de las moleacuteculas de agua produciendo

colisiones cada vez maacutes violentas que ayudan tambieacuten al rompimiento de la

peliacutecula superficial que rodea a la moleacutecula de agua

bull Aumenta la diferencia de densidades entre agua y petroacuteleo facilitando tambieacuten

el asentamiento de las gotas de agua

bull Reduce la tensioacuten superficial del agua facilitando la unioacuten de las gotas ya que

tienden a tomar una superficie coacutencava y a ofrecer mayor superficie de contacto

con el petroacuteleo

bull Reduce la viscosidad del petroacuteleo

La aplicacioacuten de calor para romper la emulsioacuten se puede hacer por medio de

intercambiadores de calor calentadores directos o indirectos y tratadores

teacutermicos

2541 Intercambiadores de Calor

Los intercambiadores de calor son dispositivos en los cuales cumplen una funcioacuten

especiacutefica tal como indica su nombre intercambiar calor entre dos fluidos que no

se mezclan En los procesos petroleros el disentildeo exclusivo de los

intercambiadores de calor es el de tubos y coraza debido a su amplio rango de

servicio y su alta resistencia a diversas condiciones de operacioacuten Normalmente la

transferencia de calor se produce por contacto directo del crudo emulsionado y del

fluido que proporcionaraacute calor usualmente el crudo pasa por los tubos y el fluido

de trabajo por la coraza esto ayuda a que exista un contacto total con turbulencia

del fluido de trabajo para quo no exista puntos muertos y que la transferencia de

calor sea maacutes eficiente Los intercambiadores de calor ademaacutes de ser eficientes

teacutermicamente su mantenimiento es faacutecil ya que uacutenicamente se lo realiza maacutes a

menudo al haz de tubos y los costos asociados a este son bajos

2542 Calentadores Directos

Este tipo de calentadores lleva a cabo la transferencia de calor por contacto

directo entre el crudo emulsionado y la superficie del calentador esto permite

manejar grandes voluacutemenes de fluido con un menor consumo de combustible Son

raacutepidos eficientes y de costo relativamente bajo La desventaja es que son

peligrosos a explosioacuten requieren de supervisioacuten constante y desperdician

productos livianos Su principal uso estaacute en calentar emulsiones no corrosivas que

esteacuten en baja presioacuten

2543 Calentadores Indirectos

Este tipo de calentadores la emulsioacuten fluye traveacutes de tubos sumergido en agua

donde la transferencia de calor se produce indirectamente por medio del agua que

estaacute alrededor del quemador y recibe de este el calor

Los calentadores indirectos presentan una ventaja de mantener la temperatura

constante y no presenta peligro de explosioacuten Como desventaja se puede notar

que requiere de varias horas para calentar despueacutes de un periacuteodo inactivo

Haciendo imposible tratar una emulsioacuten inmediatamente Sus capacidades son

aproximadamente de 2000 barriles de emulsioacuten por diacutea para un aumento de

temperatura de 100 ordmF

2544 Tratadores Teacutermicos

Los tratadores teacutermicos son equipos que combinan el proceso de calentamiento

con un sistema de coalescencia que ademaacutes de calentar el fluido se le da un

tiempo de retencioacuten para que se realice la separacioacuten de crudo y agua

emulsionada Son equipos que permiten desgasificar y drenar agua decantada La

norma API 5L recomienda el uso de estos equipos cuando el porcentaje de agua

emulsionada es menor o igual al 20 ademaacutes para una mejor eficiencia del

proceso de deshidratacioacuten es necesario determinar la temperatura a la cual el

crudo alcanza como miacutenimo una viscosidad de 150 SSU (25 ndash 30 Cp)

Tratamiento Mecaacutenico

Existen en la industria petrolera diversos procesos mecaacutenicos y fiacutesicos para

reducir el nivel de agua y sedimentos (AyS) del crudo producido a los liacutemites

establecidos entre operadoras y compradoras Antiguamente se contaban con

medios pocos desarrollados para realizar las labores de deshidratacioacuten de crudo

pero simultaacuteneamente con el desarrollo de la industria y con la consiguiente

necesidad de tratar el petroacuteleo producido se fueron desarrollando nuevas teacutecnicas

tendientes a lograr procesos de tratamiento con resultados tan satisfactorio como

fuera posible

Los principios en las cuales se basan para realizar la separacioacuten fiacutesica de vapor

liacutequidos o soacutelidos son el momentum oacute cantidad de movimiento la fuerza de

gravedad y la coalescencia como ya hemos mencionado Toda separacioacuten puede

emplear uno o maacutes de estos principios pero siempre las fases de los fluidos

deben ser inmiscibles y de diferentes densidades para que ocurra la separacioacuten

Dentro de esta gama de separadores mecaacutenicos se pueden mencionar por ser

los maacutes usados dentro de la industria petrolera los siguientes

A Separadores API

B Calentadores

C Despojadores de agua libre DAL

D Centrifugadores

E Platos Paralelos y Corrugados

En adelante se presentaraacuten algunos de los dispositivos de separacioacuten mecaacutenica

que se acaban de mencionar como lo son los separadores API y calentadores

dejando para capiacutetulos continuos la base teoacuterica de los otros restantes son los de

mayor intereacutes en esta investigacioacuten

A-Separadores API (Maston 1990)

Los separadores API son usados ampliamente en las refineriacuteas y son aceptados

generalmente como la norma en lo que a dispositivos de separacioacuten de

crudoagua se refiere Muchos autores dan recomendaciones de criterios de

disentildeo para estas unidades las cuales estaacuten compuestas de uno o maacutes canales

de flujo con una seccioacuten rectangular tanto horizontal como vertical Estos

recomiendan un ancho de canal de 6 a 20 ft (18 a 61 m) y una profundidad de 3 a

8 ft (091 a 244 m) Tambieacuten la relacioacuten anchoprofundidad esta restringida a

valores de 03 a 05 Modelos experimentales de separadores han mostrado bajas

eficiencias para relaciones anchoprofundidad por debajo de 02 El agua drenada

de los tanques fluye longitudinalmente a traveacutes de este canal mientras que las

gotas de crudo suben a la superficie para ser removidas

El criterio de disentildeo de los API (apeacutendice J) fue concebido para confirmar la

inherente suposicioacuten en este tipo de separadores crudoagua de que el mismo

criterio podriacutea ser aplicado a los DAL horizontales Este criterio incorpora un

disentildeo con diaacutemetro de gota de 0015 cm y asume que la velocidad de asenso

obedece a la ley de Stokes Las especificaciones de los separadores permiten que

las gotas de crudo lleguen a la superficie donde seraacuten removidas al final del

recorrido longitudinal El flujo es un factor intriacutenseco dentro de este criterio de

disentildeo el cual es un factor de compensacioacuten para cortocircuitos y turbulencia

necesaria

B-Calentadores

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

forma en que se aplica el calor

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

directo de la corriente alimentada con el calentador Aunque este tipo presenta

problemas de sedimentos y de corrosioacuten pueden manejar mayores voluacutemenes de

fluidos con menor gasto de combustible que los calentadores indirectos

Estos calentadores directos operan eficientemente en procesos operando en baja

presioacuten y donde los fluidos manejados no son muy corrosivos

El esquema tiacutepico de calentadores-tratadores directos tipo vertical y horizontal

se muestra en las figuras 27 y 28 respectivamente

El disentildeo normal de un tratador-calentador tipo vertical cumple las siguientes

funciones

1 Desgasificado de la emulsioacuten de entrada

2 Remocioacuten de arenas sedimentos y agua libre previo al calentamiento

3 Lavado con agua y calentamiento de la emulsioacuten

4 Coalescencia y asentamiento de las gotas de agua Coalescencia mecaacutenica

puede ser usada en eacutesta seccioacuten

El aceite deshidratado caliente puede ser usado para precalentar la emulsioacuten de

entrada usando un intercambiador de calor

Los calentadores-tratadores no son recomendables para remover grandes

cantidades de agua libre y eacutesta limitante llega a ser maacutes aguda en yacimientos

viejos con gran produccioacuten de agua congeacutenita En estos casos la instalacioacuten previa

de un DAL es una solucioacuten ideal

Las mismas funciones baacutesicas son previstas en un calentador directo tipo

horizontal como se muestra en la figura 29 La alimentacioacuten es parcialmente

desgasificada luego dirigida hacia la parte de abajo para la precipitacioacuten del agua

libre y la arena Despueacutes la alimentacioacuten es calentada y sufre una uacuteltima

desgasificacioacuten Posteriormente a traveacutes de un distribuidor pasa a un colector de

agua para finalmente pasar a la seccioacuten de coalescencia

Las partiacuteculas soacutelidas tales como arena escama productos de corrosioacuten se

depositaraacuten 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 alimentacioacuten

2 Bloquear la transferencia de calor y causar quemado del equipo de

calentamiento

3 Interferir los controles de nivel aacutenodos vaacutelvulas medidores y bombas

Asimismo pueden incrementar el crecimiento bacteriano y la velocidad de

corrosioacuten

Para prevenir la deposicioacuten de estos sedimentos se pueden instalar

hidrojets que operando a 30 psi por arriba de la presioacuten de operacioacuten del

calentador pueden remover los sedimentos para su drenado por la parte inferior

del recipiente

En los calentadores de tipo indirecto primero se calienta un fluido

Posteriormente a traveacutes de un intercambiador de calor el fluido de calentamiento

transfiere calor a la corriente de alimentacioacuten

En este tipo de calentadores disminuye el riesgo de explosioacuten y son utilizados en

instalaciones donde es posible recuperar calor tales como el gas caliente de

salida de las turbinas

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

ventajas

1 Reduce la viscosidad de la fase continua un incremento en la temperatura de

10degF baja la viscosidad de la emulsioacuten por un factor de 2

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

coalescencia

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

4 Promueve una mejor distribucioacuten del desemulsificante

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

Esto se logra manteniendo la temperatura del crudo por arriba de su punto de

nube

6 Debilita la peliacutecula de emulsificante que rodea a las gotas de agua

Sin embargo el calentamiento presenta las siguientes desventajas

1 Provoca la migracioacuten de los compuestos maacutes volaacutetiles del crudo hacia la fase

gaseosa Esta peacuterdida de ligeros en el crudo provoca una disminucioacuten de volumen

del crudo calentado (encogimiento) y una disminucioacuten en su gravedad API

2 Incrementa los costos de combustible

3 Incrementa los riesgos en las instalaciones

4 Requieren mayor instrumentacioacuten y control

5 Causa depoacutesitos de coke

PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN Y DESLADO DEL PETROacuteLEO CRUDO EN

REFINERIacuteA MADERO (PEMEX)

PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN DE LA ESTACIOacuteN DE PRODUCCION

CUYABENO-TRATAMIENTO QUIMICO

31 UBICACIOacuteN Y CONDICIONES DE OPERACIOacuteN

El aacuterea Cuyabeno tiene una estacioacuten de produccioacuten donde se procesa todo el

crudo agua y gas que producen los 21 pozos activos6 de los cuales 13 pozos

producen por bombeo hidraacuteulico (Power Oil BH) y 8 por bombeo electro

sumergible (BES) Este campo maneja actualmente una produccioacuten promedio de

8597 BPD de petroacuteleo de 258 degAPI 24911 BPD de agua de formacioacuten y 2322

MPCGD de gas asociado7 En la figura 31 se muestra la ubicacioacuten geograacutefica del

campo Cuyabeno

DESCRIPCIOacuteN DEL PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN

Luego de la etapa de separacioacuten la mezcla crudo-agua incluyendo el fluido

separado en el equipo trifaacutesico que se vuelve a unir a la descarga de los

separadores bifaacutesicos e ingresa a la bota desgasificadora donde se extrae el

remanente de gas en el fluido el cual es transferido a la tea de baja y por otro la

emulsioacuten crudo-agua a una presioacuten estimada de entre 20-18 psig sigue hacia el

tanque de lavado que tiene una capacidad en volumen de 18130 Bbls (H= 36

pies Oslash= 60 pies) el cual opera con un colchoacuten de agua promedio de 9 pies En

este recipiente por gravedad e inyeccioacuten de quiacutemicos principalmente el

demulsificante separa el crudo del agua El proceso de deshidratacioacuten actual

indica que el agua excedente del colchoacuten operativo (9 pies promedio) es utilizada

una parte para calentarla con un calentador artesanal usando un miacutenimo de gas

liberado desde los separadores de produccioacuten y prueba que pasan por tres

recipientes denominados depuradores o Scrubber tipo vertical donde se libera al

gas del contenido del liacutequido remanente que puede existir el agua caliente se

mezclaraacute con la emulsioacuten crudo-agua a la entrada del tanque de lavado con el fin

de facilitar la deshidratacioacuten a traveacutes de un equipo denominado Mezclador Estaacutetico

y el resto seraacute enviada al sistema de agua de reinyeccioacuten en el Anexo 7 se

muestra el Diagrama de tuberiacutea e Instrumentacioacuten (PG-CCY-M-002)

El equipo de calentamiento instalado es artesanal y por lo

mismo ineficiente en cuanto al gradiente de temperaturas obtenido (5-10degF)8 con

la que se obtiene una temperatura de crudo 112degF resultante de la mezcla no

recomendable para deshidratacioacuten En la figura 33 se muestra calentador de la

estacioacuten de Cuyabeno

331 TIPO DE QUIacuteMICOS INYECTADOS

El Campo Cuyabeno presenta para la deshidratacioacuten de crudo dos puntos

principales para la inyeccioacuten del quiacutemico como son el muacuteltiple de produccioacuten y

prueba como tambieacuten el ingreso a la bota desgasificadora en la Tabla 33 se

detallan los quiacutemicos inyectados como Demulsificante Antiparafiacutenico Dispersante

Soacutelidos Antiespumante ademaacutes en la tabla mencionada se presenta cantidades

inyectadas y costos de cada uno de los quiacutemicos9 Los productos demulsificantes

son utilizados para separar las moleacuteculas de crudo y agua emulsionadas con un

tiempo de contacto en el tanque de lavado para la determinacioacuten de la cantidad

de quiacutemico inyectado es necesario conocer el sistema de recoleccioacuten de crudo a

objeto de caracterizar las corrientes y determinar mediante anaacutelisis de laboratorio

el porcentaje de emulsioacuten tipo de emulsioacuten porcentaje de Agua libre y Gravedad

API (Normas ASTM D4007-2 Determinacioacuten de agua y sedimentos en crudo por

centrifugacioacuten y ASTM D287-92-2000 Determinacioacuten de la Gravedad API en

crudos y derivados Meacutetodo del Hidroacutemetro)

La parafina es una cera soacutelida del petroacuteleo de alto peso molecular (nuacutemero de

aacutetomos de carbonos presentes en el crudo mayor de 18 aacutetomos de carbonos)

tienen una temperatura de ablandamiento desde 60deg F a 215deg F

aproximadamente Dependiendo donde se presente el problema de precipitacioacuten

de parafina se debe seleccionar el punto de inyeccioacuten para separarlo En la

estacioacuten Cuyabeno se inyecta productos quiacutemicos antiparafiacutenico en el muacuteltiple de

produccioacuten

Los productos antiespumantes son utilizados en los crudos tendientes a formar

espuma a objeto de disiparla generalmente se inyectan en el muacuteltiple de

produccioacuten a cierta distancia del producto quiacutemico demulsificante o en la liacutenea de

entrada de los separadores bifaacutesicos o trifaacutesicos Estos productos son utilizados

cuando hay presencia de soacutelidos en el crudo estos soacutelidos estabilizan las

emulsiones y forman altas interfaces en los tanques de lavado lo que es negativo

para la deshidratacioacuten de crudo Los soacutelidos estaacuten impregnados de crudo que se

mantienen en suspensioacuten en la interface crudo-agua la funcioacuten de los

dispersantes de soacutelidos es cambiar la humectabilidad del soacutelido para que este

emigre de la fase acuosa y se separe Es importante conocer mediante anaacutelisis de

laboratorio en contenido de soacutelidos presentes en el crudo asiacute como el origen de

ello dependeraacute la seleccioacuten del producto quiacutemico dispersante Para la inyeccioacuten de

quiacutemicos se utilizan bombas en cumplimiento de la norma API STD 675 ldquoPositive

Displacement Pumps Controlledrdquo y tanques de fibra de vidrio reforzado de acuerdo

a API 12P ldquoSpecification for Fiberglass Reinforced Plastic Tanksrdquo incluyendo

ademaacutes las conexiones de proceso servicio e instrumentacioacuten hasta las vaacutelvulas

de bloqueo yo instrumento final para conectar al sistema de distribucioacuten En la

Figura 34 se observa la disposicioacuten del sistema de inyeccioacuten de quiacutemicos

Fig 31- Micrografiacuteas de los tipos de emulsiones

21-Emulsiones de Agua en Petroacuteleo Crudo

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

coexisten como dos distintos La frase aceite y agua no se mezclan expresa la

mutua insolubilidad de muchos hidrocarburos liacutequidos y el agua Las solubilidades

de hidrocarburos son bajas pero variacutean dramaacuteticamente desde 00022 ppm para

el

tetradecano hasta 1760 ppm del benceno en el agua La presencia de doble

enlace

carbono-carbono (por ejemplo alkenos dialkenos y aromaacuteticos) incrementan la

solubilidad del agua El agua estaacute lejos de ser soluble en hidrocarburos saturados

(por ejemplo parafinas o alcanos) y la solubilidad del agua decrece con el

incremento del peso molecular de los hidrocarburos

Una emulsioacuten es una suspensioacuten de finas gotas de un liacutequido dispersas en otro

liacutequido como se muestra en la figura 21 El liacutequido presente como pequentildeas

gotas es la fase dispersa o interna mientras que el liacutequido que lo rodea es la fase

continua o externa Las emulsiones algunas veces son clasificadas de acuerdo al

tamantildeo de las gotas dispersas consideraacutendose como macroemulsioacuten cuando el

rango de las gotas es de 10 a 150 micras y como microemulsioacuten o micela cuando

el tamantildeo de gotas variacutea de 05 a 50 micras

Existen tres requisitos para formar una emulsioacuten

bull Dos liacutequidos inmiscibles

bull Suficiente agitacioacuten para dispersar un liacutequido en pequentildeas gotas

bull Un emulsificador para estabilizar las gotas dispersas

Las emulsiones son causadas por turbulencia o agitacioacuten ya que el golpeteo

Dispersa una de las fases en muchas gotas pequentildeas La tensioacuten interfasial o

superficial tiende a la coalescencia de las gotas Muchas gotas dispersas en una

fase continua tienen una gran aacuterea colectiva interfasial sin embargo como las

partiacuteculas coalescen el aacuterea total interfasial disminuye La tensioacuten superficial

representa energiacutea potencial disponible para producir un aacuterea interfasial maacutes

pequentildea Luego la tendencia natural es que la coalescencia ocurra Una tensioacuten

interfasial baja aumenta la coalescencia de las gotas de la emulsioacuten Dos liacutequidos

puros inmiscibles no pueden formar una emulsioacuten estable sin la presencia de

fuerzas estabilizadoras de la emulsioacuten pequentildeas gotas se uniraacuten nuevamente y

decreceraacute el aacuterea interfasial la energiacutea total de superficie y la energiacutea libre de

Gibbs del sistema

Una tercera sustancia o agente emulsificante debe estar presente para estabilizar

la emulsioacuten El tiacutepico emulsificador es un agente activo de superficie o surfactante

Las moleacuteculas del surfactante son anfipaacuteticas es decir una parte de su moleacutecula

es hidrofiacutelica o soluble en agua y la otra es lipofiacutelica o soluble en aceite

Los surfactantes estabilizan las emulsiones por migracioacuten a la interfase aceite-

agua y forman una peliacutecula interfasial alrededor de las gotas Las moleacuteculas de

surfactantes se alinean ellas mismas en la interfase polar hidrofiacutelica en la fase

acuosa y en la no polar hidrofoacutebica en la fase aceite Esta peliacutecula estabiliza la

emulsioacuten debido a las siguientes causas

Reduce las fuerzas de tensioacuten superficial que se requiere para la coalescencia de

las gotas Este decremento en la tensioacuten superficial puede ser dramaacutetico

Antildeadiendo menos de 1 de un surfactante puede reducir la tensioacuten superficial de

las gotas de aceite en agua de 30-35 mNm

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

peliacutecula ha sido comparada como una envoltura plaacutestica

Si el surfactante es polar alineado en la superficie de las gotas de agua su carga

eleacutectrica provoca que se repelan unas gotas con otras

Un segundo mecanismo de estabilizacioacuten ocurre cuando los emulsificadores son

partiacuteculas soacutelidas muy finas Para ser agentes emulsificantes las partiacuteculas

soacutelidas deben ser maacutes pequentildeas que las gotas suspendidas y deben ser

humedecidos por el aceite y el agua Luego estas finas partiacuteculas soacutelidas o

coloides (usualmente con surfactantes adheridos a su superficie) se colectan en la

superficie de la gota y forman una barrera fiacutesica Ejemplos comunes de este tipo

de emulsificadores son el sulfuro de hierro y la arcilla

Los dos tipos de emulsiones agua-aceite son conocidas como aceite-en- agua

(ow) y agua-en-aceite (wo) Las emulsiones ow se refieren a aceite disperso en

el agua y las emulsiones wo se refieren a agua dispersa en el aceite El tipo de

emulsioacuten formada depende fundamentalmente del tipo de agentes emulsificantes

Una regla empiacuterica predice que surfactantes predominantemente solubles en

aceite forman emulsiones wo y surfactantes solubles en agua producen

emulsiones ow

En los campos petroleros las emulsiones agua-en aceite (wo) son llamadas

emulsiones regulares mientras que las emulsiones aceite en el agua (ow) son

llamadas emulsiones inversas Esta clasificacioacuten simple no siempre es adecuada

ya que emulsiones muacuteltiples o complejas (owo oacute wow) pueden tambieacuten ocurrir

Emulsiones del tipo owo se refieren a emulsiones consistentes en gotas de aceite

dentro de gotas de agua que estaacuten dispersas en fase continua de aceite Las

emulsiones wow tienen gotas de agua dispersas en gotas de aceite que a su vez

estaacuten dispersas en fase continua de agua El presente trabajo se centra en

emulsiones aguaen aceite porque eacutestas son las maacutes comunes en el manejo de

crudo

En las emulsiones regulares la fase acuosa dispersa es usualmente llamada agua

y sedimento (AyS) y la fase continua es aceite crudo El AyS es principalmente

agua salina sin embargo soacutelidos tales como arena Iodos carbonatos productos

de corrosioacuten y soacutelidos precipitados o disueltos se encuentran tambieacuten presentes

por lo que AyS tambieacuten es llamado agua y sedimento baacutesico (AySB)

Los agentes emulsificadores son numerosos y pueden ser clasificados de la

siguiente manera

1) Compuestos naturales de superficie activa tales como asfaacuteltenos y resinas

conteniendo aacutecidos orgaacutenicos y bases aacutecidos nafteacutenicos aacutecidos carboxiacutelicos

compuestos de sulfuro fenoles cresoles y otros surfactantes naturales de alto

peso molecular

2) Soacutelidos finamente divididos tales como arena arcilla finos de formacioacuten

esquistos Iodos de perforacioacuten fluidos para estimulacioacuten incrustaciones

minerales compuestos de corrosioacuten (por ejemplo sulfuro de fierro oacutexidos)

parafinas asfaacuteltenos precipitados Los fluidos para estimulacioacuten de pozos son

notablemente efectivos para formar emulsiones muy estables

3) Quiacutemicos antildeadidos tales como inhibidores de corrosioacuten biocidas limpiadores

surfactantes y agentes humectantes

Las emulsiones regulares producidas pueden ser clasificadas como duras y

suaves Por definicioacuten una emulsioacuten dura es muy estable y difiacutecil de romper

principalmente porque las gotas dispersas son muy pequentildeas Por otro lado una

emulsioacuten suave o dispersioacuten es inestable y faacutecil de romper En otras palabras

cuando un gran nuacutemero de gotas de agua de gran diaacutemetro estaacuten presentes ellas

a menudo se separan faacutecilmente por la fuerza gravitacional El agua que se separa

en menos de cinco minutos es llamada agua libre

La cantidad de agua remanente emulsificada variacutea en el rango de 0 a 60

volumen En los crudos ligeros (gt20ordm API) las emulsiones contienen tiacutepicamente

de 5 a 20 volumen de agua mientras que en los crudos pesados (lt 20ordm API)

tienen a menudo de 10 a 35 de agua tal como puede observarse en la figura

22 La cantidad de agua libre depende de la relacioacuten aguaaceite y variacutea

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 inyeccioacuten de vapor y la inyeccioacuten de agua a yacimientos son factores que

promueven la formacioacuten de emulsiones

En resumen los problemas de emulsiones en los campos petroleros llegan a ser

maacutes severos que los meacutetodos para incrementar la recuperacioacuten de aceite

211-Estabilidad y Rompimiento de la Emulsioacuten

Desde un punto de vista termodinaacutemico una emulsioacuten es un sistema inestable

Esto es debido que hay una tendencia natural para un sistema liacutequidoliacutequido de

separar y reducir su aacuterea interfacial y por tal su energiacutea interfacial Sin embargo

la mayoriacutea de las emulsiones son estables despueacutes de un periacuteodo de tiempo Las

emulsiones producidas en campo se clasifican en su grado de estabilidad cineacutetica

bull Emulsiones deacutebiles Las que tardan en separarse unos minutos El agua que se

separa se conoce maacutes bien como agua libre

bull Emulsiones medias Se separan en 10 minutos o maacutes

bull Emulsiones fuertes Se separan (algunas veces parcialmente) en horas o diacuteas

Las emulsiones se consideran dispersiones coloidales liacutequidoliacutequido Su

estabilidad cineacutetica es una consecuencia del tamantildeo de gotas y de la presencia de

una peliacutecula interfacial alrededor de las gotas de agua

Las emulsiones pueden ser rotas por tres mecanismos que son sedimentacioacuten

agregacioacuten y coalescencia La sedimentacioacuten se refiere a la caiacuteda de las gotas de

agua en el aceite crudo el agrupamiento de dos o maacutes gotas es llamado

agregacioacuten y por uacuteltimo la coalescencia que ocurre cuando las gotas originales

pierden sus identidades y se funden en gotas maacutes grandes reduciendo el aacuterea de

interfase total

El rompimiento de la emulsioacuten depende de los siguientes paraacutemetros peliacutecula

interfasial viscosidad de la fase continua tamantildeo de la gota relacioacuten de volumen

de fases temperatura ph edad salinidad de la salmuera y tipo de aceite

Peliacutecula Interfasial Las gotas dispersas estaacuten en constante movimiento por lo

tanto frecuentemente colisionan Una peliacutecula interfasial suficientemente fuerte

para evitar la coalescencia es absolutamente necesaria para mantener la

estabilidad de la emulsioacuten

Una mezcla de surfactantes forma un empaque cerrado produciendo una peliacutecula

mecaacutenicamente fuerte

Viscosidad de la Fase Continua Una viscosidad alta en la fase externa

disminuye el coeficiente de difusioacuten y la frecuencia de colisioacuten de las gotas por lo

que se incrementa la estabilidad de la emulsioacuten Una alta concentracioacuten de las

gotas tambieacuten incrementa la viscosidad aparente de la fase continuacutea y estabiliza la

emulsioacuten Las emulsiones son en general fluidos no newtonianos

Tamantildeo de la Gota Gotas muy pequentildeas producen emulsiones maacutes estables

porque las gotas maacutes grandes tienden a atraer a gotas maacutes pequentildeas Una gran

distribucioacuten de tamantildeos de partiacuteculas produce una emulsioacuten menos estable que

una distribucioacuten uniforme de tamantildeo de gota

Como se ha mencionado previamente el tamantildeo de las gotas variacutea desde 1 μm a

maacutes de 50 μm Generalmente las emulsiones tienen una distribucioacuten de las gotas

de agua En la figura 34 se muestran distribuciones tiacutepicas de emulsiones

aguaaceite Estas distribuciones se representan en histogramas o en funciones

de distribucioacuten

Fig 34 Distribucioacuten del tamantildeo de las gotas de una emulsioacuten de crudo

Por lo general las emulsiones que tienen gotas de agua pequentildeas seraacuten maacutes

estables Para separar el agua se tiene que coalescer el agua y mientras maacutes

pequentildeas sean las gotas mayor trabajo costaraacute separarlas La distribucioacuten de los

tamantildeos de las gotas afecta a la viscosidad de la emulsioacuten debido a que esta es

mayor mientras las gotas son maacutes pequentildeas La viscosidad de la emulsioacuten seraacute

mayor cuando la distribucioacuten del tamantildeo de las gotas sea estrecha

Relacioacuten de Volumen de Fase Incrementando el volumen de la fase dispersa se

incrementa el nuacutemero de gotas yo tamantildeo de gota el aacuterea interfasial y la tensioacuten

superficial La distancia de separacioacuten tambieacuten se reduce y esto incrementa la

colisioacuten de las gotas Todos estos factores reducen la estabilidad de la emulsioacuten

Temperatura Usualmente la temperatura tiene un efecto muy fuerte en la

estabilidad de la emulsioacuten Incrementando la temperatura se incrementa la difusioacuten

de las gotas decrece la viscosidad de la fase externa disminuye la peliacutecula

interfasial y se modifica la tensioacuten superficial Todos estos cambios decrementan

la estabilidad de la emulsioacuten

pH La adicioacuten de aacutecidos o bases inorgaacutenicos cambia radicalmente la formacioacuten de

peliacuteculas de asfaacuteltenos y resinas que estabilizan las emulsiones aguaaceite

Ajustando el ph se puede minimizar la estabilidad de la peliacutecula que estabiliza la

emulsioacuten e incrementar la tensioacuten superficial

El pH de la fase agua tiene una fuerte influencia en la estabilidad de la emulsioacuten

Las peliacuteculas riacutegidas de la emulsioacuten contienen aacutecidos orgaacutenicos y bases

asfaltenos con grupos ionizables y soacutelidos

El agregar aacutecidos inorgaacutenicos y bases influencia en la ionizacioacuten en las peliacuteculas

interfaciales y radicalmente cambia las propiedades fiacutesicas de las peliacuteculas El pH

del agua afecta la rigidez de las peliacuteculas interfaciales

El pH tambieacuten influencia en el tipo de emulsioacuten que se forma Un bajo pH (acidez)

generalmente produce emulsiones aguaaceite (que corresponden a peliacuteculas de

soacutelidos mojadas por aceite) sin embargo un pH alto (base) produce emulsiones

aceiteagua (que corresponden a peliacuteculas moacuteviles jabonosas mojadas por agua)

la figura 35 muestra el efecto del pH en la estabilidad de la emulsioacuten para un

crudo de Venezuela

Fig 35 Efecto del pH y de la concentracioacuten de desemulsificante en la estabilidad

de la emulsioacuten

El pH oacuteptimo para desemulsificar es aproximadamente de 10 sin agregar

desemulsificantes La adicioacuten de desemulsificantes aumenta la desemulsificacioacuten

despueacutes de una hora y la separacioacuten completa del agua se logra despueacutes de 24

horas en un rango diverso de pH

La composicioacuten de la salmuera tiene un efecto importante (en relacioacuten con el pH)

en la estabilidad de la emulsioacuten El pH oacuteptimo para una maacutexima estabilidad de la

emulsioacuten depende de las composiciones del crudo y de la salmuera

Edad La edad incrementa la estabilidad de la emulsioacuten porque el tiempo permite

que los surfactantes migren a la interfase de la gota

Esta peliacutecula o piel alrededor de la gota llega a ser maacutes gruesa maacutes fuerte y maacutes

dura La cantidad de agentes emulsificantes se incrementa por oxidacioacuten fotoacutelisis

evaporacioacuten o por la accioacuten de bacterias

Salinidad de la Salmuera La concentracioacuten de la salmuera es un factor

importante en la formacioacuten de emulsiones estables Agua fresca o salmuera con

baja concentracioacuten de sal favorecen la estabilidad de las emulsiones

Por el contrario altas concentraciones de sal provocan peacuterdida en la estabilidad

de las emulsiones

Tipo de Aceite Los crudos con aceite de base parafiacutenica usualmente no forman

emulsiones estables mientras que los crudos nafteacutenicos y de base mixta forman

emulsiones estables Ceras resinas asfaacuteltenos y otros soacutelidos pueden influenciar

la estabilidad de la emulsioacuten En otras palabras el tipo de crudo determina la

cantidad y tipos de emulsificadores naturales

Diferencia de densidad La fuerza neta de gravedad que actuacutea en una gota es

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

continua

Como vemos son muchos los factores que intervienen en la estabilidad y

rompimiento de una emulsioacuten pero el maacutes importante de todos es el de la peliacutecula

interfasial debido a que en eacutesta se encuentran dos fuerzas que se oponen

constantemente

1 La tensioacuten superficial del agua que permite que las gotas pequentildeas formen

gotas mayores las cuales cuando estaacuten suficientemente grandes se asientan por

gravedad

2 La peliacutecula del agente emulsificador que rodea a la gota la cual tiende a evitar

la unioacuten de las gotitas y auacuten en el choque de dos gotas tiende a quedar entre ellas

de manera que no puedan formar una gota maacutes grande

Rompimiento de la Emulsion

La desemulsificacioacuten o separacioacuten del aceite - agua ocurre principalmente en dos

etapas La Floculacioacuten y la Coalescencia La coalescencia ocurre cuando 2 o maacutes

gotas se hacen una dentro de una esfera homogeacutenea Esto pasa por el hecho que

la gota producida tendraacute un volumen igual a pero un aacuterea superficial maacutes pequentildea

que la suma de las gotas originales Tal que esta gota tendraacute una energiacutea de

superficie maacutes baja este estado es maacutes deseable Esto normalmente continuacutea

para formar esferas maacutes grandes hasta que la fase total de aceite es separada del

agua

En la figura 9 Se muestra una emulsioacuten de aceite en agua (gotas de aceite

dispersa en agua) a modo ilustrativo para tener un mejor entendimiento del

proceso de desestabilizacioacuten de una emulsioacuten Sin embargo el tipo de emulsioacuten

que tenemos en el tanque de slop es de agua en aceite (gotas de agua dispersa

en aceite) y su proceso de desestabilizacioacuten es similar tal como se muestra en la

figura 10 y es esta emulsioacuten la que seraacute sometida a tratamiento de

desemulsificacioacuten en friacuteo

La desestabilizacioacuten de este tipo de emulsioacuten (agua en emulsioacuten de aceite)

involucra baacutesicamente tres pasos llamados floculacioacuten seguido por la

sedimentacioacuten de las gotas de agua debido a la diferencia de densidades y

finalmente la coalescencia de las gotas individuales de agua Grandes tamantildeo de

gotas alta diferencia de densidades entre la fase acuosa y de aceite y una baja

viscosidad de la fase continua causan altos rates de sedimentacioacuten Pero si

enfocamos la desestabilizacioacuten desde un punto de vista maacutes detallado tenemos

Floculacioacuten de las gotas para formar un racimo Coalescencia subsiguiente de las

gotas en contacto Separacioacuten de soacutelidos libres de hidrocarburos presentes en

cada gota Agrupacioacuten de soacutelidos dispersados producidos en la separacioacuten

mediante un tiempo de reposo

4211 Floculacioacuten

La floculacioacuten depende de la velocidad de decantacioacuten de las gotas Seguacuten la ley

de Stokes esta velocidad es directamente proporcional al cuadrado del radio de la

gota y a la diferencia de densidades entre la gota de agua y el crudo y es

inversamente a la viscosidad del volumen de liacutequido total Por este hecho la tasa

de decantacioacuten de las gotas es extremadamente corta en un Slop viscoso pesado

ocasionando una emulsioacuten muy estable La importancia de la floculacioacuten tambieacuten

explica la facilidad relativa de desemulsificacioacuten de una emulsioacuten que contiene

gran porcentaje de agua En un sistema de esta naturaleza la intercolisioacuten y

subsiguiente coalescencia de gotas es maacutes probable que en un sistema donde se

contengan una pocas gotas aisladas en un gran volumen de aceite La floculacioacuten

tambieacuten puede ocasionarse por poliacutemeros antifiacutelicos absorbibles en la interfase de

las gotas Un poliacutemero con muacuteltiples segmentos absorbibles puede ocasionar

floculacioacuten al crear puente entre las gotas Una moleacutecula polimeacuterica con

segmentos absorbidos sencillos puede tambieacuten ocasionar floculacioacuten al interactuar

con otros poliacutemeros absorbidos en las distintas gotas Ver figura 11

4212 Coalescencia

Para ldquoromperrdquo estas emulsiones las gotas floculadas tienen que aglomerarse lo

mismo los soacutelidos (coalescer) Las caracteriacutesticas microscoacutepicas de un proceso de

cuales ciencias son bastantes complejas pues involucran la eliminacioacuten de la

peliacutecula gruesa de liacutequido (superior a 1000 A) de la fase continua que separa las

gotas de agua y partiacuteculas soacutelidas en un agregado La peliacutecula que se encuentra

entre las gotas se adelgaza mediante forma uniforme y continua mediante el

drenaje laminar (flujo Reynolds) de la fase externa Este flujo estaacute regido por la

viscosidad y densidad de la fase continua Se trata de un proceso relativamente

lento para emulsiones de Slop muy pesados y viscosos A diferencia de este

descenso lento suave y uniforme del espesor de la peliacutecula eacutesta tambieacuten puede

adelgazarse en forma localizada y discontinuacutea de manera catastroacutefica Este

adelgazamiento localizado se debe a las ondulaciones de la superficie de la gota y

depende de las propiedades de la superficie especiacuteficamente de la viscosidad El

resultado final de este proceso de adelgazamiento es la creacioacuten de un orificio en

la peliacutecula estabilizante o la formacioacuten de una peliacutecula estable

TRATAMIENTO DE CRUDOS

El tratamiento de las emulsiones se realiza en dos etapas baacutesicas la

deshidratacioacuten donde el contenido de agua a 1 o 2 el desalado donde se

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

remanente

Deshidratacioacuten

En esta etapa se remueve el agua libre y las gotas de mayor tamantildeo Los agentes

quiacutemicos 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 emulsioacuten la temperatura del aceite a la entrada del sistema la volatilidad del

aceite y el costo de calentamiento Un diagrama del proceso de deshidratacioacuten se

presenta en la Fig VII4 Se incluyen

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

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 deshidratacioacuten donde el contenido de agua se reduce a 02-2 de

agua

Desalado

En esta segunda etapa el agua residual (02-2) y la salinidad asociada se

reduce mediante la adicioacuten de agua de baja salinidad De acuerdo con los

resultados de campo el volumen de agua de dilucioacuten es aproximadamente 2 oacute 3

veces el volumen de agua residual Sin embargo esta relacioacuten podraacute variar

considerando los siguientes factores

1) La salinidad del agua residual

2) El porcentaje de agua remanente despueacutes de la etapa de deshidratacioacuten

3) La salinidad del agua de dilucioacuten

4) Eficiencia del mezclado del agua de dilucioacuten con la emulsioacuten

5) Contenido de sal requerido al final del tratamiento

La deshidratacioacuten y desalado de crudos deben combinarse aunque no

siempre en la misma planta para mantener el agua y la sal dentro de

especificaciones Los valores maacuteximos generalmente aceptados son 10 de

agua y 100 LMB para manejarse en oleoductos y 01 de agua y 20 LMB para

refinacioacuten o exportacioacuten

DESHIDRATACIOacuteN DEL PETROacuteLEO

La Deshidratacioacuten del Petroacuteleo es el proceso mediante el cual se separa el agua

asociada con el petroacuteleo ya sea en forma emulsionada o libre hasta lograr reducir

su contenido a un porcentaje previamente especificado Generalmente este

porcentaje es igual o inferior al 1 de agua

241 FORMACIOacuteN DE EMULSIONES

Una emulsioacuten es una mezcla de dos liacutequidos inmiscibles es decir liacutequidos bajo

condiciones normales no se mezclan Uno de los liacutequidos se encuentra dispersado

dentro del otro en forma de gotas muy pequentildeas tal como se puede observar en

la Figura 25 pueden variar en tamantildeo desde partiacuteculas como 000001 mm En el

proceso de extraccioacuten de petroacuteleo la mezcla bifaacutesica petroacuteleo crudo y agua se

desplazan en un medio poroso a una velocidad del orden de 1 piediacutea lo que

significa que es insuficiente para que se forme una emulsioacuten

Sin embargo el arreglo de tuberiacuteas y accesorios (bombas equipos auxiliares

vaacutelvulas codos) producen una agitacioacuten suficiente para que el agua se mezcle

con el petroacuteleo y forme asiacute una emulsioacuten

Existen tres requisitos esenciales para formar una emulsioacuten WO (waacuteter and oil)

bull Dos liacutequidos inmiscibles como es el caso agua y petroacuteleo

bull Agitacioacuten suficiente para dispersar partiacuteculas de un liacutequido al otro

bull Un agente emulsionante para estabilizar gotas dispersas en la fase continuacutea

En los campos petroleros las emulsiones de agua en aceite (WO) son llamadas

emulsiones directas mientras que las emulsiones de aceite en agua (OW) son

llamadas emulsiones inversas Esta clasificacioacuten simple no siempre es adecuada

ya que emulsiones muacuteltiples o complejas (oWO oacute wOW) pueden tambieacuten

ocurrir

242 FACTORES DE INFLUENCIA EN LA FORMACIOacuteN DE EMULSIONES

2422 Agentes Emulsionantes

Los agentes emulsionantes son numerosos y pueden ser clasificados de la

siguiente manera

bull Compuestos naturales surfactantes tales como asfaltenos y resinas conteniendo

aacutecidos orgaacutenicos y bases aacutecidos nafteacutenicos aacutecidos carboxiacutelicos compuestos de

azufre fenoles cresoles y otros surfactantes naturales de alto peso molecular

bull Soacutelidos finamente divididos tales como arena arcilla lodos de perforacioacuten

fluidos para estimulacioacuten incrustaciones minerales productos de la corrosioacuten (por

ejemplo sulfuro de hierro oacutexidos) parafinas asfaltenos precipitados Los fluidos

para estimulacioacuten de pozos pueden contribuir a formar emulsiones muy estables

bull Quiacutemicos de produccioacuten antildeadidos tales como inhibidores de corrosioacuten biocidas

limpiadores surfactantes y agentes humectantes

2423 Fases de una emulsioacuten

En una emulsioacuten el liacutequido dispensado dentro de otro en forma de gotas

pequentildeas se conoce como la fase dispersada o fase interna El liacutequido que

circunda de las gotas dispersadas se conoce como la fase continua o fase

externa Una emulsioacuten de petroacuteleo y agua puede tener cualquiera de los liacutequidos

como fase dispersa dependiendo de las caracteriacutesticas del agente emulsificante

Pero la mayoriacutea de los casos es el agua la que estaacute dispersa en forma de gotas en

el petroacuteleo Las emulsiones pueden contener desde una traza hasta un 90 o maacutes

de agua Pueden ser finas oacute gruesas dependiendo de muchos factores que

incluyen las propiedades de los liacutequidos el porcentaje de cada uno y el tipo y la

cantidad de emulsificador presente

En raras ocasiones las emulsiones producidas en los campos son reversas o

invertidas es decir donde la fase dispersa es una gota de emulsioacuten petroacuteleo-agua

y la fase continua en petroacuteleo En la Figura 26 podemos estimar el porcentaje de

agua emulsionada contenida en el petroacuteleo

25 MEacuteTODOS DE TRATAMIENTO DE DESHIDRATACIOacuteN

La comercializacioacuten de petroacuteleo despueacutes de haber sido tratada debe cumplir

exigencias miacutenimas de calidad en cuanto a contenido de agua y sedimentos

(BSampW) y contenido de la sal (libras por mil barriles de petroacuteleo) En general las

refineriacuteas del no aceptan petroacuteleos crudos con valor BSampW superior al 1 o

contenidos de sal por encima de 15 libras por cada mil barriles de crudo Con el fin

de que el petroacuteleo cumpla con las condiciones de calidad es necesario tratar las

emulsiones para romperlas Para romper una emulsioacuten se debe debilitar

neutralizar o destruir la sustancia emulsificante con el fin de que las gotas de

agua puedan unirse y precipitarse por gravedad Las instalaciones tiacutepicas

disponen de varios meacutetodos como son los que se especifica a continuacioacuten

Tratamiento quiacutemico

Tratamiento gravitacional

Tratamiento electrostaacutetico

Tratamiento teacutermico

251 TRATAMIENTO QUIacuteMICO

El tratamiento quiacutemico consiste en agregar a la emulsioacuten ciertas sustancias

quiacutemicas conocidas como ldquoagentes demulsificantesrdquo las cuales se concentran

para atacar la sustancia emulsificante y destruir la emulsioacuten Los demulsificantes

tienen tres acciones principales

1 Fuerte atraccioacuten hacia la interface aceite-agua ellos deben desplazar o

neutralizar a los emulsificadores presentes en la peliacutecula de la interfase

2 Floculacioacuten neutralizan las cargas eleacutectricas repulsivas entre las gotas

dispersas permitiendo el contacto de las mismas

3 Coalescencia permiten que pequentildeas gotas se unan a gotas maacutes grandes que

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

rodea y estabiliza las gotas sea rota

Los demulsificantes son insolubles con el agua pero solubles en aceite esto sirve

para que puedan dispersarse y alcancen las gotas de agua en la fase crudo-agua

2511 Rangos de dosificacioacuten

La dosificacioacuten en forma de choque no es muy recomendable se debe realizar en

forma continua en la relacioacuten determinada en campo o en pruebas de laboratorio

(pruebas de botella5 2512 Seleccioacuten del tipo de demulsificante ) Los rangos de

dosificacioacuten 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

dosificacioacuten que los crudos ligeros

El exceso de dosificacioacuten de demulsificante incrementa los costos de tratamiento

incrementa el aceite contenido en el agua de formacioacuten puede estabilizar aun maacutes

la emulsioacuten regular (WO) y puede producir emulsiones inversas (OW)

2512 Seleccioacuten del tipo de demulsificante

La seleccioacuten de demulsificante se realiza mediante pruebas empiacutericas llamadas

pruebas de botella cuyo meacutetodo es especificado en la norma API MPMS 104

Las teoriacuteas de coacutemo actuacutean los desemulsificantes estaacuten incompletas

Estas teoriacuteas fallan al pretender explicar el funcionamiento de los diferentes tipos

de compuestos quiacutemicos Sin embargo dos generalidades son vaacutelidas

Primero los desemulsificantes efectivos tienen alto peso molecular que son

comparables a los surfactantes naturales Segundo usados como emulsificadores

los desemulsificantes tienden a producir emulsiones inversas(ow)

Una teoriacutea tradicional acerca de coacutemo trabajan los desemulsificantes es que ellos

neutralizan a los agentes emulsificadores en otras palabras rompen las

emulsiones wo al tender en forma natural a formar emulsiones ow Otra

explicacioacuten es que los desemulsificantes hacen que la peliacutecula que rodea a la gota

de agua se vuelva muy riacutegida o se contraiga para finalmente romperse

Los productos quiacutemicos desemulsificantes pueden caracterizarse como sigue

Esteres son buenos deshidratadores provocan una asentamiento lento de

las gotas de agua pero al sobre dosificarse provocan emulsiones inversas

(ow)

Di-epoacutexicos son excelentes deshidratadores pero provocan un

asentamiento lento de las gotas de agua

Uretanos buenos deshidratadores provocan un asentamiento lento de las

gotas de agua

Resinas son buenos deshidratadores provocan un asentamiento raacutepido de

las gotas de agua dan un agua separada limpia

Polialquilenos pobres deshidratadores lento asentamiento de las gotas de

agua

Glicoles requiere mezclarse con otros para aplicarse

Sulfonatos buenos humectantes de soacutelidos y tiene capacidad para el

asentamiento de las gotas de agua sobre dosificaacutendose no causa

emulsiones inversas (ow) pero pueden causar la precipitacioacuten de

partiacuteculas de sulfuro de fierro en el agua separada

Poliesteraminas agentes de superficie activa violentos deshidratan en

bajas dosificaciones al sobredosificarse producen emulsiones inversas

(ow)

Oxialquilados buenos agentes humectantes son usados en mezclas

Poliaminas son lentos en el asentamiento de las gotas de agua

Alcanolaminas son raacutepidos en el asentamiento de las gotas de agua

Un soacutelo compuesto quiacutemico no puede proveer las tres acciones requeridas

anteriormente citadas por lo que los desemulsificantes comerciales son una

mezcla de varios desemulsificantes baacutesicos (30-60 ) maacutes la adicioacuten de solventes

adecuados tales como nafta aromaacutetica pesada benceno tolueno o alcohol

isopropiacutelico para obtener un liacutequido que fluya a la menor temperatura esperada

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

puedan difundirse raacutepidamente a traveacutes de la fase de aceite y alcancen las gotas

de agua

Por el contrario los desemulsificantes para emulsiones inversas ow son muy

solubles en agua Comuacutenmente son poliaminas cuaternarias de amonio de alto

peso molecular mezcladas con aluminio hierro o cloruro de zinc

Los desemulsificantes deben ser dosificados en forma continua en la relacioacuten

determinada por pruebas de botella yo pruebas de campo La dosificacioacuten en

forma de choque no es muy recomendable Los rangos de dosificacioacuten 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 dosificacioacuten que los crudos

ligeros El exceso de dosificacioacuten de desemulsificante incrementa los costos de

tratamiento incrementa el aceite contenido en la salmuera separada puede

estabilizar auacuten maacutes la emulsioacuten regular (aguaaceite) y puede producir emulsiones

inversas (aceiteagua)

Los desemulsificantes deben ser inyectados tan temprano como sea posible (en el

fondo o en la cabeza del pozo) Esto permite maacutes tiempo de contacto y puede

prevenir la formacioacuten de emulsioacuten corriente abajo

La inyeccioacuten de desemulsificante antes de una bomba asegura un adecuado

contacto con el crudo y minimiza la formacioacuten de emulsioacuten por la accioacuten de la

bomba

La seleccioacuten y preparacioacuten del tipo de desemulsificante debe coincidir con el

recipiente de tratamiento de la emulsioacuten Los tanque de lavado que tienen largo

tiempo de retencioacuten (8-24 horas) requieren desemulsificantes de accioacuten lenta Por

otro lado los tratadores-calentadores y las unidades electrostaacuteticas con corto

tiempo de retencioacuten (15-60 minutos) requieren desemulsificantes de accioacuten muy

raacutepida Problemas como precipitacioacuten de parafinas en climas friacuteos incremento de

soacutelidos por workovers y adicioacuten de compuestos quiacutemicos para estimulacioacuten de

pozos pueden requerir el cambio del desemulsificante de liacutenea

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

permitir su completa identificacioacuten seleccionar el desemulsificante maacutes adecuado

es un arte y una ciencia La seleccioacuten estaacute basada en pruebas empiacutericas de

descrito en el meacutetodo API MPMS 104 (1988)

Obviamente para el eacutexito de la prueba de botella se requiere de una buena

muestra de la emulsioacuten del sistema Para que una muestra sea buena debe reunir

las siguientes caracteriacutesticas

1 Debe ser representativa de la corriente

2 Debe ser un compuesto de la produccioacuten de los pozos individuales que estaacuten

alimentando al tratador

3 Contener cantidades representativas de los quiacutemicos presentes en el sistema

tales como inhibidores de corrosioacuten y parafinas

4 Debe ser fresca para evitar la estabilizacioacuten por envejecimiento de la emulsioacuten

El tratamiento quiacutemico en general ofrece las siguientes ventajas

1 La formacioacuten de las emulsiones puede ser completamente prevenida

dosificando los desemulsificantes desde una etapa temprana del tratamiento

2 La emulsioacuten puede ser rota en friacuteo reduciendo los costos de calentamiento de

la emulsioacuten y la peacuterdida de gravedad asociada con el calentamiento

Las desventajas del tratamiento quiacutemico son

1 Una sobredosificacioacuten puede producir nuevas emulsiones que son a menudo

maacutes difiacuteciles de romper que las emulsiones originales

2 No siempre es econoacutemico romper las emulsiones soacutelo con el tratamiento

quiacutemico generalmente es necesario el uso de energiacutea adicional como

calentamiento o electricidad para reducir los costos del tratamiento quiacutemico

252 TRATAMIENTO GRAVITACIONAL

El meacutetodo por asentamiento gravitacional que consiste en la demulsificacioacuten del

agua en el crudo mediante tiempo de retencioacuten y diferencia de densidades se lleva

a cabo en dos diferentes equipos Eliminadores de agua libre (FWKO) y Tanque

de lavado (Wash Tank) Los eliminadores de agua libre (FWKO) sirven para

remover grandes cantidades de agua no emulsionada en la corriente de los fluidos

que llega a la estacioacuten desde los pozos productores y se asientan faacutecilmente en

menos de 5-20 minutos Estos recipientes se encuentran disentildeados bajo la norma

ASME SECCTION VIII

div 1 y en su parte interna estaacute constituido por bafles para direccionar los fluidos

y platos de coalescencia para deshidratar el gas natural El petroacuteleo separado del

agua libre al contener un porcentaje de agua emulsionada que variacutea entre 1 a 30

de BSW (corte de agua) lo cual implica tratarlo en otro sistema que es el tanque

de lavado (Wash Tank) estos tanques operan con la mitad de agua (colchoacuten de

agua) y la otra parte es petroacuteleo El crudo emulsionado entra en la parte inferior a

una altura de 3 pies de lo cual implica que el agua llegue con el crudo y entre en

contacto con el agua del tanque de lavado con lo que se lleva a cabo la

coalescencia del agua mediante el flujo que se ve forzada por bafles internos de la

cual permite incrementar el tempo de retencioacuten Los tanques de lavado se

encuentran disentildeados bajo la norma API 650 El tratamiento quiacutemico el tiempo de

retencioacuten del tanque de lavado y la diferencia de densidades del petroacuteleo y la

emulsioacuten permite que el petroacuteleo ascienda en la parte superior a formar parte de

la zona del petroacuteleo deshidratado este proceso de deshidratacioacuten en el tanque de

lavado se lleva a cabo en un tiempo de residencia que puede estar entre 3 y 36

horas

253 TRATAMIENTO ELECTROSTAacuteTICO

Cuando el crudo cuya gravedad se encuentran por debajo de los 12deg API ya no

resulta rentable utilizar los tanques de lavado para su deshidratacioacuten debido a su

velocidad de asentamiento para estos casos es necesariamente utilizar el meacutetodo

de deshidratacioacuten electrostaacutetica Este meacutetodo se basa principalmente por el efecto

que produce un campo eleacutectrico en la velocidad de asentamiento de las partiacuteculas

de agua contenidas en la emulsioacuten

2531 Principio electrostaacutetico de coalescencia

Este principio se basa en la estructura de la moleacutecula de agua Esta moleacutecula

responde a un campo eleacutectrico por su configuracioacuten Las gotas de agua que se

encuentran dispersas en el petroacuteleo formando la emulsioacuten estas gotas de agua

en su forma natural son esfeacutericas y se encuentran en el estado maacutes bajo de

energiacutea libre Por lo tanto la gota no es dipolar en su estado natural Sin embargo

al aplicarse un campo eleacutectrico se hace dipolar En este caso la gota pasa de una

forma esfeacuterica a una elipsoidal Las cargas positivas se encuentran en un extremo

del elipsoide y las cargas negativas en el otro extremo Cuando se produce la

elongacioacuten para que la gota alcance la forma elipsoidal se afecta la peliacutecula

superficial de la gota haciendo que las gotas adyacentes de diferente polaridad

eleacutectrica se atraigan y choquen formando asiacute la coalescencia dando origen a una

gota maacutes grande que cae con mayor rapidez

2532 Caracteriacutesticas de un coalescedor electrostaacutetico

Un deshidratador electrostaacutetico estaacute dividido en 3 secciones Figura 27 La

primera seccioacuten ocupa aproximadamente el 50 de su longitud y es llamada

ldquoSeccioacuten de calentamientordquo La segunda seccioacuten es llamada ldquoSeccioacuten central o

control de nivelrdquo y esta ocupa por alrededor del 10 de su longitud ubicada

adyacente a la seccioacuten de calentamiento La tercera seccioacuten ocupa el 40 de la

longitud del deshidratador y es denominada ldquoSeccioacuten de asentamientordquo del agua

suspendida para producir crudo limpio Las parrillas de electrodos de alto voltaje

estaacuten localizadas en la parte superior del recipiente arriba de la interface agua

aceite

La velocidad de asentamiento por gravedad es muy lenta tal como se expone en

la Ley de Stokes Por ejemplo una gota de agua de 20 micras de diaacutemetro en un

crudo de 33 degAPI a 100 degF y una viscosidad de 65 cp se asienta a una velocidad

de 007 fthr

La moleacutecula de agua es polar (figura 24) por lo tanto un campo eleacutectrico

incrementa la coalescencia de las gotas dispersas en el aceite por dos

mecanismos que actuacutean simultaacuteneamente (Lucas R N 1976)

1 Sometidas a un campo electrostaacutetico las gotas de agua adquieren una carga

eleacutectrica neta

2 La distribucioacuten al azar de las gotas de agua en el seno del aceite al pasar por el

campo electrostaacutetico se alinean con su carga positiva orientada al electrodo

cargado (negativo)

254 TRATAMIENTO TEacuteRMICO

El tratamiento teacutermico constituye un meacutetodo efectivo y econoacutemico para la

deshidratacioacuten del petroacuteleo y en la mayoriacutea de los casos se utiliza para ayudar en

otros procesos Antes de aplicar la transferencia de calor es necesario separar el

agua libre y el gas con el fin de reducir la energiacutea que se debe aplicar para

calentar el petroacuteleo ya que se requiere 350 BTU para calentar un barril de agua

en 1ordmF y solamente se requiere 150 BTU para calentar un barril de crudo El

calentamiento ayuda al rompimiento de las emulsiones debido a que tiene los

siguientes efectos sobre ella

bull Dilata la peliacutecula superficial que rodea a las gotas de agua debilitaacutendola y

facilitaacutendola la coalescencia entre ellas

bull Origina y aumenta el movimiento de las moleacuteculas de agua produciendo

colisiones cada vez maacutes violentas que ayudan tambieacuten al rompimiento de la

peliacutecula superficial que rodea a la moleacutecula de agua

bull Aumenta la diferencia de densidades entre agua y petroacuteleo facilitando tambieacuten

el asentamiento de las gotas de agua

bull Reduce la tensioacuten superficial del agua facilitando la unioacuten de las gotas ya que

tienden a tomar una superficie coacutencava y a ofrecer mayor superficie de contacto

con el petroacuteleo

bull Reduce la viscosidad del petroacuteleo

La aplicacioacuten de calor para romper la emulsioacuten se puede hacer por medio de

intercambiadores de calor calentadores directos o indirectos y tratadores

teacutermicos

2541 Intercambiadores de Calor

Los intercambiadores de calor son dispositivos en los cuales cumplen una funcioacuten

especiacutefica tal como indica su nombre intercambiar calor entre dos fluidos que no

se mezclan En los procesos petroleros el disentildeo exclusivo de los

intercambiadores de calor es el de tubos y coraza debido a su amplio rango de

servicio y su alta resistencia a diversas condiciones de operacioacuten Normalmente la

transferencia de calor se produce por contacto directo del crudo emulsionado y del

fluido que proporcionaraacute calor usualmente el crudo pasa por los tubos y el fluido

de trabajo por la coraza esto ayuda a que exista un contacto total con turbulencia

del fluido de trabajo para quo no exista puntos muertos y que la transferencia de

calor sea maacutes eficiente Los intercambiadores de calor ademaacutes de ser eficientes

teacutermicamente su mantenimiento es faacutecil ya que uacutenicamente se lo realiza maacutes a

menudo al haz de tubos y los costos asociados a este son bajos

2542 Calentadores Directos

Este tipo de calentadores lleva a cabo la transferencia de calor por contacto

directo entre el crudo emulsionado y la superficie del calentador esto permite

manejar grandes voluacutemenes de fluido con un menor consumo de combustible Son

raacutepidos eficientes y de costo relativamente bajo La desventaja es que son

peligrosos a explosioacuten requieren de supervisioacuten constante y desperdician

productos livianos Su principal uso estaacute en calentar emulsiones no corrosivas que

esteacuten en baja presioacuten

2543 Calentadores Indirectos

Este tipo de calentadores la emulsioacuten fluye traveacutes de tubos sumergido en agua

donde la transferencia de calor se produce indirectamente por medio del agua que

estaacute alrededor del quemador y recibe de este el calor

Los calentadores indirectos presentan una ventaja de mantener la temperatura

constante y no presenta peligro de explosioacuten Como desventaja se puede notar

que requiere de varias horas para calentar despueacutes de un periacuteodo inactivo

Haciendo imposible tratar una emulsioacuten inmediatamente Sus capacidades son

aproximadamente de 2000 barriles de emulsioacuten por diacutea para un aumento de

temperatura de 100 ordmF

2544 Tratadores Teacutermicos

Los tratadores teacutermicos son equipos que combinan el proceso de calentamiento

con un sistema de coalescencia que ademaacutes de calentar el fluido se le da un

tiempo de retencioacuten para que se realice la separacioacuten de crudo y agua

emulsionada Son equipos que permiten desgasificar y drenar agua decantada La

norma API 5L recomienda el uso de estos equipos cuando el porcentaje de agua

emulsionada es menor o igual al 20 ademaacutes para una mejor eficiencia del

proceso de deshidratacioacuten es necesario determinar la temperatura a la cual el

crudo alcanza como miacutenimo una viscosidad de 150 SSU (25 ndash 30 Cp)

Tratamiento Mecaacutenico

Existen en la industria petrolera diversos procesos mecaacutenicos y fiacutesicos para

reducir el nivel de agua y sedimentos (AyS) del crudo producido a los liacutemites

establecidos entre operadoras y compradoras Antiguamente se contaban con

medios pocos desarrollados para realizar las labores de deshidratacioacuten de crudo

pero simultaacuteneamente con el desarrollo de la industria y con la consiguiente

necesidad de tratar el petroacuteleo producido se fueron desarrollando nuevas teacutecnicas

tendientes a lograr procesos de tratamiento con resultados tan satisfactorio como

fuera posible

Los principios en las cuales se basan para realizar la separacioacuten fiacutesica de vapor

liacutequidos o soacutelidos son el momentum oacute cantidad de movimiento la fuerza de

gravedad y la coalescencia como ya hemos mencionado Toda separacioacuten puede

emplear uno o maacutes de estos principios pero siempre las fases de los fluidos

deben ser inmiscibles y de diferentes densidades para que ocurra la separacioacuten

Dentro de esta gama de separadores mecaacutenicos se pueden mencionar por ser

los maacutes usados dentro de la industria petrolera los siguientes

A Separadores API

B Calentadores

C Despojadores de agua libre DAL

D Centrifugadores

E Platos Paralelos y Corrugados

En adelante se presentaraacuten algunos de los dispositivos de separacioacuten mecaacutenica

que se acaban de mencionar como lo son los separadores API y calentadores

dejando para capiacutetulos continuos la base teoacuterica de los otros restantes son los de

mayor intereacutes en esta investigacioacuten

A-Separadores API (Maston 1990)

Los separadores API son usados ampliamente en las refineriacuteas y son aceptados

generalmente como la norma en lo que a dispositivos de separacioacuten de

crudoagua se refiere Muchos autores dan recomendaciones de criterios de

disentildeo para estas unidades las cuales estaacuten compuestas de uno o maacutes canales

de flujo con una seccioacuten rectangular tanto horizontal como vertical Estos

recomiendan un ancho de canal de 6 a 20 ft (18 a 61 m) y una profundidad de 3 a

8 ft (091 a 244 m) Tambieacuten la relacioacuten anchoprofundidad esta restringida a

valores de 03 a 05 Modelos experimentales de separadores han mostrado bajas

eficiencias para relaciones anchoprofundidad por debajo de 02 El agua drenada

de los tanques fluye longitudinalmente a traveacutes de este canal mientras que las

gotas de crudo suben a la superficie para ser removidas

El criterio de disentildeo de los API (apeacutendice J) fue concebido para confirmar la

inherente suposicioacuten en este tipo de separadores crudoagua de que el mismo

criterio podriacutea ser aplicado a los DAL horizontales Este criterio incorpora un

disentildeo con diaacutemetro de gota de 0015 cm y asume que la velocidad de asenso

obedece a la ley de Stokes Las especificaciones de los separadores permiten que

las gotas de crudo lleguen a la superficie donde seraacuten removidas al final del

recorrido longitudinal El flujo es un factor intriacutenseco dentro de este criterio de

disentildeo el cual es un factor de compensacioacuten para cortocircuitos y turbulencia

necesaria

B-Calentadores

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

forma en que se aplica el calor

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

directo de la corriente alimentada con el calentador Aunque este tipo presenta

problemas de sedimentos y de corrosioacuten pueden manejar mayores voluacutemenes de

fluidos con menor gasto de combustible que los calentadores indirectos

Estos calentadores directos operan eficientemente en procesos operando en baja

presioacuten y donde los fluidos manejados no son muy corrosivos

El esquema tiacutepico de calentadores-tratadores directos tipo vertical y horizontal

se muestra en las figuras 27 y 28 respectivamente

El disentildeo normal de un tratador-calentador tipo vertical cumple las siguientes

funciones

1 Desgasificado de la emulsioacuten de entrada

2 Remocioacuten de arenas sedimentos y agua libre previo al calentamiento

3 Lavado con agua y calentamiento de la emulsioacuten

4 Coalescencia y asentamiento de las gotas de agua Coalescencia mecaacutenica

puede ser usada en eacutesta seccioacuten

El aceite deshidratado caliente puede ser usado para precalentar la emulsioacuten de

entrada usando un intercambiador de calor

Los calentadores-tratadores no son recomendables para remover grandes

cantidades de agua libre y eacutesta limitante llega a ser maacutes aguda en yacimientos

viejos con gran produccioacuten de agua congeacutenita En estos casos la instalacioacuten previa

de un DAL es una solucioacuten ideal

Las mismas funciones baacutesicas son previstas en un calentador directo tipo

horizontal como se muestra en la figura 29 La alimentacioacuten es parcialmente

desgasificada luego dirigida hacia la parte de abajo para la precipitacioacuten del agua

libre y la arena Despueacutes la alimentacioacuten es calentada y sufre una uacuteltima

desgasificacioacuten Posteriormente a traveacutes de un distribuidor pasa a un colector de

agua para finalmente pasar a la seccioacuten de coalescencia

Las partiacuteculas soacutelidas tales como arena escama productos de corrosioacuten se

depositaraacuten 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 alimentacioacuten

2 Bloquear la transferencia de calor y causar quemado del equipo de

calentamiento

3 Interferir los controles de nivel aacutenodos vaacutelvulas medidores y bombas

Asimismo pueden incrementar el crecimiento bacteriano y la velocidad de

corrosioacuten

Para prevenir la deposicioacuten de estos sedimentos se pueden instalar

hidrojets que operando a 30 psi por arriba de la presioacuten de operacioacuten del

calentador pueden remover los sedimentos para su drenado por la parte inferior

del recipiente

En los calentadores de tipo indirecto primero se calienta un fluido

Posteriormente a traveacutes de un intercambiador de calor el fluido de calentamiento

transfiere calor a la corriente de alimentacioacuten

En este tipo de calentadores disminuye el riesgo de explosioacuten y son utilizados en

instalaciones donde es posible recuperar calor tales como el gas caliente de

salida de las turbinas

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

ventajas

1 Reduce la viscosidad de la fase continua un incremento en la temperatura de

10degF baja la viscosidad de la emulsioacuten por un factor de 2

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

coalescencia

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

4 Promueve una mejor distribucioacuten del desemulsificante

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

Esto se logra manteniendo la temperatura del crudo por arriba de su punto de

nube

6 Debilita la peliacutecula de emulsificante que rodea a las gotas de agua

Sin embargo el calentamiento presenta las siguientes desventajas

1 Provoca la migracioacuten de los compuestos maacutes volaacutetiles del crudo hacia la fase

gaseosa Esta peacuterdida de ligeros en el crudo provoca una disminucioacuten de volumen

del crudo calentado (encogimiento) y una disminucioacuten en su gravedad API

2 Incrementa los costos de combustible

3 Incrementa los riesgos en las instalaciones

4 Requieren mayor instrumentacioacuten y control

5 Causa depoacutesitos de coke

PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN Y DESLADO DEL PETROacuteLEO CRUDO EN

REFINERIacuteA MADERO (PEMEX)

PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN DE LA ESTACIOacuteN DE PRODUCCION

CUYABENO-TRATAMIENTO QUIMICO

31 UBICACIOacuteN Y CONDICIONES DE OPERACIOacuteN

El aacuterea Cuyabeno tiene una estacioacuten de produccioacuten donde se procesa todo el

crudo agua y gas que producen los 21 pozos activos6 de los cuales 13 pozos

producen por bombeo hidraacuteulico (Power Oil BH) y 8 por bombeo electro

sumergible (BES) Este campo maneja actualmente una produccioacuten promedio de

8597 BPD de petroacuteleo de 258 degAPI 24911 BPD de agua de formacioacuten y 2322

MPCGD de gas asociado7 En la figura 31 se muestra la ubicacioacuten geograacutefica del

campo Cuyabeno

DESCRIPCIOacuteN DEL PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN

Luego de la etapa de separacioacuten la mezcla crudo-agua incluyendo el fluido

separado en el equipo trifaacutesico que se vuelve a unir a la descarga de los

separadores bifaacutesicos e ingresa a la bota desgasificadora donde se extrae el

remanente de gas en el fluido el cual es transferido a la tea de baja y por otro la

emulsioacuten crudo-agua a una presioacuten estimada de entre 20-18 psig sigue hacia el

tanque de lavado que tiene una capacidad en volumen de 18130 Bbls (H= 36

pies Oslash= 60 pies) el cual opera con un colchoacuten de agua promedio de 9 pies En

este recipiente por gravedad e inyeccioacuten de quiacutemicos principalmente el

demulsificante separa el crudo del agua El proceso de deshidratacioacuten actual

indica que el agua excedente del colchoacuten operativo (9 pies promedio) es utilizada

una parte para calentarla con un calentador artesanal usando un miacutenimo de gas

liberado desde los separadores de produccioacuten y prueba que pasan por tres

recipientes denominados depuradores o Scrubber tipo vertical donde se libera al

gas del contenido del liacutequido remanente que puede existir el agua caliente se

mezclaraacute con la emulsioacuten crudo-agua a la entrada del tanque de lavado con el fin

de facilitar la deshidratacioacuten a traveacutes de un equipo denominado Mezclador Estaacutetico

y el resto seraacute enviada al sistema de agua de reinyeccioacuten en el Anexo 7 se

muestra el Diagrama de tuberiacutea e Instrumentacioacuten (PG-CCY-M-002)

El equipo de calentamiento instalado es artesanal y por lo

mismo ineficiente en cuanto al gradiente de temperaturas obtenido (5-10degF)8 con

la que se obtiene una temperatura de crudo 112degF resultante de la mezcla no

recomendable para deshidratacioacuten En la figura 33 se muestra calentador de la

estacioacuten de Cuyabeno

331 TIPO DE QUIacuteMICOS INYECTADOS

El Campo Cuyabeno presenta para la deshidratacioacuten de crudo dos puntos

principales para la inyeccioacuten del quiacutemico como son el muacuteltiple de produccioacuten y

prueba como tambieacuten el ingreso a la bota desgasificadora en la Tabla 33 se

detallan los quiacutemicos inyectados como Demulsificante Antiparafiacutenico Dispersante

Soacutelidos Antiespumante ademaacutes en la tabla mencionada se presenta cantidades

inyectadas y costos de cada uno de los quiacutemicos9 Los productos demulsificantes

son utilizados para separar las moleacuteculas de crudo y agua emulsionadas con un

tiempo de contacto en el tanque de lavado para la determinacioacuten de la cantidad

de quiacutemico inyectado es necesario conocer el sistema de recoleccioacuten de crudo a

objeto de caracterizar las corrientes y determinar mediante anaacutelisis de laboratorio

el porcentaje de emulsioacuten tipo de emulsioacuten porcentaje de Agua libre y Gravedad

API (Normas ASTM D4007-2 Determinacioacuten de agua y sedimentos en crudo por

centrifugacioacuten y ASTM D287-92-2000 Determinacioacuten de la Gravedad API en

crudos y derivados Meacutetodo del Hidroacutemetro)

La parafina es una cera soacutelida del petroacuteleo de alto peso molecular (nuacutemero de

aacutetomos de carbonos presentes en el crudo mayor de 18 aacutetomos de carbonos)

tienen una temperatura de ablandamiento desde 60deg F a 215deg F

aproximadamente Dependiendo donde se presente el problema de precipitacioacuten

de parafina se debe seleccionar el punto de inyeccioacuten para separarlo En la

estacioacuten Cuyabeno se inyecta productos quiacutemicos antiparafiacutenico en el muacuteltiple de

produccioacuten

Los productos antiespumantes son utilizados en los crudos tendientes a formar

espuma a objeto de disiparla generalmente se inyectan en el muacuteltiple de

produccioacuten a cierta distancia del producto quiacutemico demulsificante o en la liacutenea de

entrada de los separadores bifaacutesicos o trifaacutesicos Estos productos son utilizados

cuando hay presencia de soacutelidos en el crudo estos soacutelidos estabilizan las

emulsiones y forman altas interfaces en los tanques de lavado lo que es negativo

para la deshidratacioacuten de crudo Los soacutelidos estaacuten impregnados de crudo que se

mantienen en suspensioacuten en la interface crudo-agua la funcioacuten de los

dispersantes de soacutelidos es cambiar la humectabilidad del soacutelido para que este

emigre de la fase acuosa y se separe Es importante conocer mediante anaacutelisis de

laboratorio en contenido de soacutelidos presentes en el crudo asiacute como el origen de

ello dependeraacute la seleccioacuten del producto quiacutemico dispersante Para la inyeccioacuten de

quiacutemicos se utilizan bombas en cumplimiento de la norma API STD 675 ldquoPositive

Displacement Pumps Controlledrdquo y tanques de fibra de vidrio reforzado de acuerdo

a API 12P ldquoSpecification for Fiberglass Reinforced Plastic Tanksrdquo incluyendo

ademaacutes las conexiones de proceso servicio e instrumentacioacuten hasta las vaacutelvulas

de bloqueo yo instrumento final para conectar al sistema de distribucioacuten En la

Figura 34 se observa la disposicioacuten del sistema de inyeccioacuten de quiacutemicos

gotas es la fase dispersa o interna mientras que el liacutequido que lo rodea es la fase

continua o externa Las emulsiones algunas veces son clasificadas de acuerdo al

tamantildeo de las gotas dispersas consideraacutendose como macroemulsioacuten cuando el

rango de las gotas es de 10 a 150 micras y como microemulsioacuten o micela cuando

el tamantildeo de gotas variacutea de 05 a 50 micras

Existen tres requisitos para formar una emulsioacuten

bull Dos liacutequidos inmiscibles

bull Suficiente agitacioacuten para dispersar un liacutequido en pequentildeas gotas

bull Un emulsificador para estabilizar las gotas dispersas

Las emulsiones son causadas por turbulencia o agitacioacuten ya que el golpeteo

Dispersa una de las fases en muchas gotas pequentildeas La tensioacuten interfasial o

superficial tiende a la coalescencia de las gotas Muchas gotas dispersas en una

fase continua tienen una gran aacuterea colectiva interfasial sin embargo como las

partiacuteculas coalescen el aacuterea total interfasial disminuye La tensioacuten superficial

representa energiacutea potencial disponible para producir un aacuterea interfasial maacutes

pequentildea Luego la tendencia natural es que la coalescencia ocurra Una tensioacuten

interfasial baja aumenta la coalescencia de las gotas de la emulsioacuten Dos liacutequidos

puros inmiscibles no pueden formar una emulsioacuten estable sin la presencia de

fuerzas estabilizadoras de la emulsioacuten pequentildeas gotas se uniraacuten nuevamente y

decreceraacute el aacuterea interfasial la energiacutea total de superficie y la energiacutea libre de

Gibbs del sistema

Una tercera sustancia o agente emulsificante debe estar presente para estabilizar

la emulsioacuten El tiacutepico emulsificador es un agente activo de superficie o surfactante

Las moleacuteculas del surfactante son anfipaacuteticas es decir una parte de su moleacutecula

es hidrofiacutelica o soluble en agua y la otra es lipofiacutelica o soluble en aceite

Los surfactantes estabilizan las emulsiones por migracioacuten a la interfase aceite-

agua y forman una peliacutecula interfasial alrededor de las gotas Las moleacuteculas de

surfactantes se alinean ellas mismas en la interfase polar hidrofiacutelica en la fase

acuosa y en la no polar hidrofoacutebica en la fase aceite Esta peliacutecula estabiliza la

emulsioacuten debido a las siguientes causas

Reduce las fuerzas de tensioacuten superficial que se requiere para la coalescencia de

las gotas Este decremento en la tensioacuten superficial puede ser dramaacutetico

Antildeadiendo menos de 1 de un surfactante puede reducir la tensioacuten superficial de

las gotas de aceite en agua de 30-35 mNm

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

peliacutecula ha sido comparada como una envoltura plaacutestica

Si el surfactante es polar alineado en la superficie de las gotas de agua su carga

eleacutectrica provoca que se repelan unas gotas con otras

Un segundo mecanismo de estabilizacioacuten ocurre cuando los emulsificadores son

partiacuteculas soacutelidas muy finas Para ser agentes emulsificantes las partiacuteculas

soacutelidas deben ser maacutes pequentildeas que las gotas suspendidas y deben ser

humedecidos por el aceite y el agua Luego estas finas partiacuteculas soacutelidas o

coloides (usualmente con surfactantes adheridos a su superficie) se colectan en la

superficie de la gota y forman una barrera fiacutesica Ejemplos comunes de este tipo

de emulsificadores son el sulfuro de hierro y la arcilla

Los dos tipos de emulsiones agua-aceite son conocidas como aceite-en- agua

(ow) y agua-en-aceite (wo) Las emulsiones ow se refieren a aceite disperso en

el agua y las emulsiones wo se refieren a agua dispersa en el aceite El tipo de

emulsioacuten formada depende fundamentalmente del tipo de agentes emulsificantes

Una regla empiacuterica predice que surfactantes predominantemente solubles en

aceite forman emulsiones wo y surfactantes solubles en agua producen

emulsiones ow

En los campos petroleros las emulsiones agua-en aceite (wo) son llamadas

emulsiones regulares mientras que las emulsiones aceite en el agua (ow) son

llamadas emulsiones inversas Esta clasificacioacuten simple no siempre es adecuada

ya que emulsiones muacuteltiples o complejas (owo oacute wow) pueden tambieacuten ocurrir

Emulsiones del tipo owo se refieren a emulsiones consistentes en gotas de aceite

dentro de gotas de agua que estaacuten dispersas en fase continua de aceite Las

emulsiones wow tienen gotas de agua dispersas en gotas de aceite que a su vez

estaacuten dispersas en fase continua de agua El presente trabajo se centra en

emulsiones aguaen aceite porque eacutestas son las maacutes comunes en el manejo de

crudo

En las emulsiones regulares la fase acuosa dispersa es usualmente llamada agua

y sedimento (AyS) y la fase continua es aceite crudo El AyS es principalmente

agua salina sin embargo soacutelidos tales como arena Iodos carbonatos productos

de corrosioacuten y soacutelidos precipitados o disueltos se encuentran tambieacuten presentes

por lo que AyS tambieacuten es llamado agua y sedimento baacutesico (AySB)

Los agentes emulsificadores son numerosos y pueden ser clasificados de la

siguiente manera

1) Compuestos naturales de superficie activa tales como asfaacuteltenos y resinas

conteniendo aacutecidos orgaacutenicos y bases aacutecidos nafteacutenicos aacutecidos carboxiacutelicos

compuestos de sulfuro fenoles cresoles y otros surfactantes naturales de alto

peso molecular

2) Soacutelidos finamente divididos tales como arena arcilla finos de formacioacuten

esquistos Iodos de perforacioacuten fluidos para estimulacioacuten incrustaciones

minerales compuestos de corrosioacuten (por ejemplo sulfuro de fierro oacutexidos)

parafinas asfaacuteltenos precipitados Los fluidos para estimulacioacuten de pozos son

notablemente efectivos para formar emulsiones muy estables

3) Quiacutemicos antildeadidos tales como inhibidores de corrosioacuten biocidas limpiadores

surfactantes y agentes humectantes

Las emulsiones regulares producidas pueden ser clasificadas como duras y

suaves Por definicioacuten una emulsioacuten dura es muy estable y difiacutecil de romper

principalmente porque las gotas dispersas son muy pequentildeas Por otro lado una

emulsioacuten suave o dispersioacuten es inestable y faacutecil de romper En otras palabras

cuando un gran nuacutemero de gotas de agua de gran diaacutemetro estaacuten presentes ellas

a menudo se separan faacutecilmente por la fuerza gravitacional El agua que se separa

en menos de cinco minutos es llamada agua libre

La cantidad de agua remanente emulsificada variacutea en el rango de 0 a 60

volumen En los crudos ligeros (gt20ordm API) las emulsiones contienen tiacutepicamente

de 5 a 20 volumen de agua mientras que en los crudos pesados (lt 20ordm API)

tienen a menudo de 10 a 35 de agua tal como puede observarse en la figura

22 La cantidad de agua libre depende de la relacioacuten aguaaceite y variacutea

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 inyeccioacuten de vapor y la inyeccioacuten de agua a yacimientos son factores que

promueven la formacioacuten de emulsiones

En resumen los problemas de emulsiones en los campos petroleros llegan a ser

maacutes severos que los meacutetodos para incrementar la recuperacioacuten de aceite

211-Estabilidad y Rompimiento de la Emulsioacuten

Desde un punto de vista termodinaacutemico una emulsioacuten es un sistema inestable

Esto es debido que hay una tendencia natural para un sistema liacutequidoliacutequido de

separar y reducir su aacuterea interfacial y por tal su energiacutea interfacial Sin embargo

la mayoriacutea de las emulsiones son estables despueacutes de un periacuteodo de tiempo Las

emulsiones producidas en campo se clasifican en su grado de estabilidad cineacutetica

bull Emulsiones deacutebiles Las que tardan en separarse unos minutos El agua que se

separa se conoce maacutes bien como agua libre

bull Emulsiones medias Se separan en 10 minutos o maacutes

bull Emulsiones fuertes Se separan (algunas veces parcialmente) en horas o diacuteas

Las emulsiones se consideran dispersiones coloidales liacutequidoliacutequido Su

estabilidad cineacutetica es una consecuencia del tamantildeo de gotas y de la presencia de

una peliacutecula interfacial alrededor de las gotas de agua

Las emulsiones pueden ser rotas por tres mecanismos que son sedimentacioacuten

agregacioacuten y coalescencia La sedimentacioacuten se refiere a la caiacuteda de las gotas de

agua en el aceite crudo el agrupamiento de dos o maacutes gotas es llamado

agregacioacuten y por uacuteltimo la coalescencia que ocurre cuando las gotas originales

pierden sus identidades y se funden en gotas maacutes grandes reduciendo el aacuterea de

interfase total

El rompimiento de la emulsioacuten depende de los siguientes paraacutemetros peliacutecula

interfasial viscosidad de la fase continua tamantildeo de la gota relacioacuten de volumen

de fases temperatura ph edad salinidad de la salmuera y tipo de aceite

Peliacutecula Interfasial Las gotas dispersas estaacuten en constante movimiento por lo

tanto frecuentemente colisionan Una peliacutecula interfasial suficientemente fuerte

para evitar la coalescencia es absolutamente necesaria para mantener la

estabilidad de la emulsioacuten

Una mezcla de surfactantes forma un empaque cerrado produciendo una peliacutecula

mecaacutenicamente fuerte

Viscosidad de la Fase Continua Una viscosidad alta en la fase externa

disminuye el coeficiente de difusioacuten y la frecuencia de colisioacuten de las gotas por lo

que se incrementa la estabilidad de la emulsioacuten Una alta concentracioacuten de las

gotas tambieacuten incrementa la viscosidad aparente de la fase continuacutea y estabiliza la

emulsioacuten Las emulsiones son en general fluidos no newtonianos

Tamantildeo de la Gota Gotas muy pequentildeas producen emulsiones maacutes estables

porque las gotas maacutes grandes tienden a atraer a gotas maacutes pequentildeas Una gran

distribucioacuten de tamantildeos de partiacuteculas produce una emulsioacuten menos estable que

una distribucioacuten uniforme de tamantildeo de gota

Como se ha mencionado previamente el tamantildeo de las gotas variacutea desde 1 μm a

maacutes de 50 μm Generalmente las emulsiones tienen una distribucioacuten de las gotas

de agua En la figura 34 se muestran distribuciones tiacutepicas de emulsiones

aguaaceite Estas distribuciones se representan en histogramas o en funciones

de distribucioacuten

Fig 34 Distribucioacuten del tamantildeo de las gotas de una emulsioacuten de crudo

Por lo general las emulsiones que tienen gotas de agua pequentildeas seraacuten maacutes

estables Para separar el agua se tiene que coalescer el agua y mientras maacutes

pequentildeas sean las gotas mayor trabajo costaraacute separarlas La distribucioacuten de los

tamantildeos de las gotas afecta a la viscosidad de la emulsioacuten debido a que esta es

mayor mientras las gotas son maacutes pequentildeas La viscosidad de la emulsioacuten seraacute

mayor cuando la distribucioacuten del tamantildeo de las gotas sea estrecha

Relacioacuten de Volumen de Fase Incrementando el volumen de la fase dispersa se

incrementa el nuacutemero de gotas yo tamantildeo de gota el aacuterea interfasial y la tensioacuten

superficial La distancia de separacioacuten tambieacuten se reduce y esto incrementa la

colisioacuten de las gotas Todos estos factores reducen la estabilidad de la emulsioacuten

Temperatura Usualmente la temperatura tiene un efecto muy fuerte en la

estabilidad de la emulsioacuten Incrementando la temperatura se incrementa la difusioacuten

de las gotas decrece la viscosidad de la fase externa disminuye la peliacutecula

interfasial y se modifica la tensioacuten superficial Todos estos cambios decrementan

la estabilidad de la emulsioacuten

pH La adicioacuten de aacutecidos o bases inorgaacutenicos cambia radicalmente la formacioacuten de

peliacuteculas de asfaacuteltenos y resinas que estabilizan las emulsiones aguaaceite

Ajustando el ph se puede minimizar la estabilidad de la peliacutecula que estabiliza la

emulsioacuten e incrementar la tensioacuten superficial

El pH de la fase agua tiene una fuerte influencia en la estabilidad de la emulsioacuten

Las peliacuteculas riacutegidas de la emulsioacuten contienen aacutecidos orgaacutenicos y bases

asfaltenos con grupos ionizables y soacutelidos

El agregar aacutecidos inorgaacutenicos y bases influencia en la ionizacioacuten en las peliacuteculas

interfaciales y radicalmente cambia las propiedades fiacutesicas de las peliacuteculas El pH

del agua afecta la rigidez de las peliacuteculas interfaciales

El pH tambieacuten influencia en el tipo de emulsioacuten que se forma Un bajo pH (acidez)

generalmente produce emulsiones aguaaceite (que corresponden a peliacuteculas de

soacutelidos mojadas por aceite) sin embargo un pH alto (base) produce emulsiones

aceiteagua (que corresponden a peliacuteculas moacuteviles jabonosas mojadas por agua)

la figura 35 muestra el efecto del pH en la estabilidad de la emulsioacuten para un

crudo de Venezuela

Fig 35 Efecto del pH y de la concentracioacuten de desemulsificante en la estabilidad

de la emulsioacuten

El pH oacuteptimo para desemulsificar es aproximadamente de 10 sin agregar

desemulsificantes La adicioacuten de desemulsificantes aumenta la desemulsificacioacuten

despueacutes de una hora y la separacioacuten completa del agua se logra despueacutes de 24

horas en un rango diverso de pH

La composicioacuten de la salmuera tiene un efecto importante (en relacioacuten con el pH)

en la estabilidad de la emulsioacuten El pH oacuteptimo para una maacutexima estabilidad de la

emulsioacuten depende de las composiciones del crudo y de la salmuera

Edad La edad incrementa la estabilidad de la emulsioacuten porque el tiempo permite

que los surfactantes migren a la interfase de la gota

Esta peliacutecula o piel alrededor de la gota llega a ser maacutes gruesa maacutes fuerte y maacutes

dura La cantidad de agentes emulsificantes se incrementa por oxidacioacuten fotoacutelisis

evaporacioacuten o por la accioacuten de bacterias

Salinidad de la Salmuera La concentracioacuten de la salmuera es un factor

importante en la formacioacuten de emulsiones estables Agua fresca o salmuera con

baja concentracioacuten de sal favorecen la estabilidad de las emulsiones

Por el contrario altas concentraciones de sal provocan peacuterdida en la estabilidad

de las emulsiones

Tipo de Aceite Los crudos con aceite de base parafiacutenica usualmente no forman

emulsiones estables mientras que los crudos nafteacutenicos y de base mixta forman

emulsiones estables Ceras resinas asfaacuteltenos y otros soacutelidos pueden influenciar

la estabilidad de la emulsioacuten En otras palabras el tipo de crudo determina la

cantidad y tipos de emulsificadores naturales

Diferencia de densidad La fuerza neta de gravedad que actuacutea en una gota es

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

continua

Como vemos son muchos los factores que intervienen en la estabilidad y

rompimiento de una emulsioacuten pero el maacutes importante de todos es el de la peliacutecula

interfasial debido a que en eacutesta se encuentran dos fuerzas que se oponen

constantemente

1 La tensioacuten superficial del agua que permite que las gotas pequentildeas formen

gotas mayores las cuales cuando estaacuten suficientemente grandes se asientan por

gravedad

2 La peliacutecula del agente emulsificador que rodea a la gota la cual tiende a evitar

la unioacuten de las gotitas y auacuten en el choque de dos gotas tiende a quedar entre ellas

de manera que no puedan formar una gota maacutes grande

Rompimiento de la Emulsion

La desemulsificacioacuten o separacioacuten del aceite - agua ocurre principalmente en dos

etapas La Floculacioacuten y la Coalescencia La coalescencia ocurre cuando 2 o maacutes

gotas se hacen una dentro de una esfera homogeacutenea Esto pasa por el hecho que

la gota producida tendraacute un volumen igual a pero un aacuterea superficial maacutes pequentildea

que la suma de las gotas originales Tal que esta gota tendraacute una energiacutea de

superficie maacutes baja este estado es maacutes deseable Esto normalmente continuacutea

para formar esferas maacutes grandes hasta que la fase total de aceite es separada del

agua

En la figura 9 Se muestra una emulsioacuten de aceite en agua (gotas de aceite

dispersa en agua) a modo ilustrativo para tener un mejor entendimiento del

proceso de desestabilizacioacuten de una emulsioacuten Sin embargo el tipo de emulsioacuten

que tenemos en el tanque de slop es de agua en aceite (gotas de agua dispersa

en aceite) y su proceso de desestabilizacioacuten es similar tal como se muestra en la

figura 10 y es esta emulsioacuten la que seraacute sometida a tratamiento de

desemulsificacioacuten en friacuteo

La desestabilizacioacuten de este tipo de emulsioacuten (agua en emulsioacuten de aceite)

involucra baacutesicamente tres pasos llamados floculacioacuten seguido por la

sedimentacioacuten de las gotas de agua debido a la diferencia de densidades y

finalmente la coalescencia de las gotas individuales de agua Grandes tamantildeo de

gotas alta diferencia de densidades entre la fase acuosa y de aceite y una baja

viscosidad de la fase continua causan altos rates de sedimentacioacuten Pero si

enfocamos la desestabilizacioacuten desde un punto de vista maacutes detallado tenemos

Floculacioacuten de las gotas para formar un racimo Coalescencia subsiguiente de las

gotas en contacto Separacioacuten de soacutelidos libres de hidrocarburos presentes en

cada gota Agrupacioacuten de soacutelidos dispersados producidos en la separacioacuten

mediante un tiempo de reposo

4211 Floculacioacuten

La floculacioacuten depende de la velocidad de decantacioacuten de las gotas Seguacuten la ley

de Stokes esta velocidad es directamente proporcional al cuadrado del radio de la

gota y a la diferencia de densidades entre la gota de agua y el crudo y es

inversamente a la viscosidad del volumen de liacutequido total Por este hecho la tasa

de decantacioacuten de las gotas es extremadamente corta en un Slop viscoso pesado

ocasionando una emulsioacuten muy estable La importancia de la floculacioacuten tambieacuten

explica la facilidad relativa de desemulsificacioacuten de una emulsioacuten que contiene

gran porcentaje de agua En un sistema de esta naturaleza la intercolisioacuten y

subsiguiente coalescencia de gotas es maacutes probable que en un sistema donde se

contengan una pocas gotas aisladas en un gran volumen de aceite La floculacioacuten

tambieacuten puede ocasionarse por poliacutemeros antifiacutelicos absorbibles en la interfase de

las gotas Un poliacutemero con muacuteltiples segmentos absorbibles puede ocasionar

floculacioacuten al crear puente entre las gotas Una moleacutecula polimeacuterica con

segmentos absorbidos sencillos puede tambieacuten ocasionar floculacioacuten al interactuar

con otros poliacutemeros absorbidos en las distintas gotas Ver figura 11

4212 Coalescencia

Para ldquoromperrdquo estas emulsiones las gotas floculadas tienen que aglomerarse lo

mismo los soacutelidos (coalescer) Las caracteriacutesticas microscoacutepicas de un proceso de

cuales ciencias son bastantes complejas pues involucran la eliminacioacuten de la

peliacutecula gruesa de liacutequido (superior a 1000 A) de la fase continua que separa las

gotas de agua y partiacuteculas soacutelidas en un agregado La peliacutecula que se encuentra

entre las gotas se adelgaza mediante forma uniforme y continua mediante el

drenaje laminar (flujo Reynolds) de la fase externa Este flujo estaacute regido por la

viscosidad y densidad de la fase continua Se trata de un proceso relativamente

lento para emulsiones de Slop muy pesados y viscosos A diferencia de este

descenso lento suave y uniforme del espesor de la peliacutecula eacutesta tambieacuten puede

adelgazarse en forma localizada y discontinuacutea de manera catastroacutefica Este

adelgazamiento localizado se debe a las ondulaciones de la superficie de la gota y

depende de las propiedades de la superficie especiacuteficamente de la viscosidad El

resultado final de este proceso de adelgazamiento es la creacioacuten de un orificio en

la peliacutecula estabilizante o la formacioacuten de una peliacutecula estable

TRATAMIENTO DE CRUDOS

El tratamiento de las emulsiones se realiza en dos etapas baacutesicas la

deshidratacioacuten donde el contenido de agua a 1 o 2 el desalado donde se

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

remanente

Deshidratacioacuten

En esta etapa se remueve el agua libre y las gotas de mayor tamantildeo Los agentes

quiacutemicos 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 emulsioacuten la temperatura del aceite a la entrada del sistema la volatilidad del

aceite y el costo de calentamiento Un diagrama del proceso de deshidratacioacuten se

presenta en la Fig VII4 Se incluyen

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

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 deshidratacioacuten donde el contenido de agua se reduce a 02-2 de

agua

Desalado

En esta segunda etapa el agua residual (02-2) y la salinidad asociada se

reduce mediante la adicioacuten de agua de baja salinidad De acuerdo con los

resultados de campo el volumen de agua de dilucioacuten es aproximadamente 2 oacute 3

veces el volumen de agua residual Sin embargo esta relacioacuten podraacute variar

considerando los siguientes factores

1) La salinidad del agua residual

2) El porcentaje de agua remanente despueacutes de la etapa de deshidratacioacuten

3) La salinidad del agua de dilucioacuten

4) Eficiencia del mezclado del agua de dilucioacuten con la emulsioacuten

5) Contenido de sal requerido al final del tratamiento

La deshidratacioacuten y desalado de crudos deben combinarse aunque no

siempre en la misma planta para mantener el agua y la sal dentro de

especificaciones Los valores maacuteximos generalmente aceptados son 10 de

agua y 100 LMB para manejarse en oleoductos y 01 de agua y 20 LMB para

refinacioacuten o exportacioacuten

DESHIDRATACIOacuteN DEL PETROacuteLEO

La Deshidratacioacuten del Petroacuteleo es el proceso mediante el cual se separa el agua

asociada con el petroacuteleo ya sea en forma emulsionada o libre hasta lograr reducir

su contenido a un porcentaje previamente especificado Generalmente este

porcentaje es igual o inferior al 1 de agua

241 FORMACIOacuteN DE EMULSIONES

Una emulsioacuten es una mezcla de dos liacutequidos inmiscibles es decir liacutequidos bajo

condiciones normales no se mezclan Uno de los liacutequidos se encuentra dispersado

dentro del otro en forma de gotas muy pequentildeas tal como se puede observar en

la Figura 25 pueden variar en tamantildeo desde partiacuteculas como 000001 mm En el

proceso de extraccioacuten de petroacuteleo la mezcla bifaacutesica petroacuteleo crudo y agua se

desplazan en un medio poroso a una velocidad del orden de 1 piediacutea lo que

significa que es insuficiente para que se forme una emulsioacuten

Sin embargo el arreglo de tuberiacuteas y accesorios (bombas equipos auxiliares

vaacutelvulas codos) producen una agitacioacuten suficiente para que el agua se mezcle

con el petroacuteleo y forme asiacute una emulsioacuten

Existen tres requisitos esenciales para formar una emulsioacuten WO (waacuteter and oil)

bull Dos liacutequidos inmiscibles como es el caso agua y petroacuteleo

bull Agitacioacuten suficiente para dispersar partiacuteculas de un liacutequido al otro

bull Un agente emulsionante para estabilizar gotas dispersas en la fase continuacutea

En los campos petroleros las emulsiones de agua en aceite (WO) son llamadas

emulsiones directas mientras que las emulsiones de aceite en agua (OW) son

llamadas emulsiones inversas Esta clasificacioacuten simple no siempre es adecuada

ya que emulsiones muacuteltiples o complejas (oWO oacute wOW) pueden tambieacuten

ocurrir

242 FACTORES DE INFLUENCIA EN LA FORMACIOacuteN DE EMULSIONES

2422 Agentes Emulsionantes

Los agentes emulsionantes son numerosos y pueden ser clasificados de la

siguiente manera

bull Compuestos naturales surfactantes tales como asfaltenos y resinas conteniendo

aacutecidos orgaacutenicos y bases aacutecidos nafteacutenicos aacutecidos carboxiacutelicos compuestos de

azufre fenoles cresoles y otros surfactantes naturales de alto peso molecular

bull Soacutelidos finamente divididos tales como arena arcilla lodos de perforacioacuten

fluidos para estimulacioacuten incrustaciones minerales productos de la corrosioacuten (por

ejemplo sulfuro de hierro oacutexidos) parafinas asfaltenos precipitados Los fluidos

para estimulacioacuten de pozos pueden contribuir a formar emulsiones muy estables

bull Quiacutemicos de produccioacuten antildeadidos tales como inhibidores de corrosioacuten biocidas

limpiadores surfactantes y agentes humectantes

2423 Fases de una emulsioacuten

En una emulsioacuten el liacutequido dispensado dentro de otro en forma de gotas

pequentildeas se conoce como la fase dispersada o fase interna El liacutequido que

circunda de las gotas dispersadas se conoce como la fase continua o fase

externa Una emulsioacuten de petroacuteleo y agua puede tener cualquiera de los liacutequidos

como fase dispersa dependiendo de las caracteriacutesticas del agente emulsificante

Pero la mayoriacutea de los casos es el agua la que estaacute dispersa en forma de gotas en

el petroacuteleo Las emulsiones pueden contener desde una traza hasta un 90 o maacutes

de agua Pueden ser finas oacute gruesas dependiendo de muchos factores que

incluyen las propiedades de los liacutequidos el porcentaje de cada uno y el tipo y la

cantidad de emulsificador presente

En raras ocasiones las emulsiones producidas en los campos son reversas o

invertidas es decir donde la fase dispersa es una gota de emulsioacuten petroacuteleo-agua

y la fase continua en petroacuteleo En la Figura 26 podemos estimar el porcentaje de

agua emulsionada contenida en el petroacuteleo

25 MEacuteTODOS DE TRATAMIENTO DE DESHIDRATACIOacuteN

La comercializacioacuten de petroacuteleo despueacutes de haber sido tratada debe cumplir

exigencias miacutenimas de calidad en cuanto a contenido de agua y sedimentos

(BSampW) y contenido de la sal (libras por mil barriles de petroacuteleo) En general las

refineriacuteas del no aceptan petroacuteleos crudos con valor BSampW superior al 1 o

contenidos de sal por encima de 15 libras por cada mil barriles de crudo Con el fin

de que el petroacuteleo cumpla con las condiciones de calidad es necesario tratar las

emulsiones para romperlas Para romper una emulsioacuten se debe debilitar

neutralizar o destruir la sustancia emulsificante con el fin de que las gotas de

agua puedan unirse y precipitarse por gravedad Las instalaciones tiacutepicas

disponen de varios meacutetodos como son los que se especifica a continuacioacuten

Tratamiento quiacutemico

Tratamiento gravitacional

Tratamiento electrostaacutetico

Tratamiento teacutermico

251 TRATAMIENTO QUIacuteMICO

El tratamiento quiacutemico consiste en agregar a la emulsioacuten ciertas sustancias

quiacutemicas conocidas como ldquoagentes demulsificantesrdquo las cuales se concentran

para atacar la sustancia emulsificante y destruir la emulsioacuten Los demulsificantes

tienen tres acciones principales

1 Fuerte atraccioacuten hacia la interface aceite-agua ellos deben desplazar o

neutralizar a los emulsificadores presentes en la peliacutecula de la interfase

2 Floculacioacuten neutralizan las cargas eleacutectricas repulsivas entre las gotas

dispersas permitiendo el contacto de las mismas

3 Coalescencia permiten que pequentildeas gotas se unan a gotas maacutes grandes que

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

rodea y estabiliza las gotas sea rota

Los demulsificantes son insolubles con el agua pero solubles en aceite esto sirve

para que puedan dispersarse y alcancen las gotas de agua en la fase crudo-agua

2511 Rangos de dosificacioacuten

La dosificacioacuten en forma de choque no es muy recomendable se debe realizar en

forma continua en la relacioacuten determinada en campo o en pruebas de laboratorio

(pruebas de botella5 2512 Seleccioacuten del tipo de demulsificante ) Los rangos de

dosificacioacuten 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

dosificacioacuten que los crudos ligeros

El exceso de dosificacioacuten de demulsificante incrementa los costos de tratamiento

incrementa el aceite contenido en el agua de formacioacuten puede estabilizar aun maacutes

la emulsioacuten regular (WO) y puede producir emulsiones inversas (OW)

2512 Seleccioacuten del tipo de demulsificante

La seleccioacuten de demulsificante se realiza mediante pruebas empiacutericas llamadas

pruebas de botella cuyo meacutetodo es especificado en la norma API MPMS 104

Las teoriacuteas de coacutemo actuacutean los desemulsificantes estaacuten incompletas

Estas teoriacuteas fallan al pretender explicar el funcionamiento de los diferentes tipos

de compuestos quiacutemicos Sin embargo dos generalidades son vaacutelidas

Primero los desemulsificantes efectivos tienen alto peso molecular que son

comparables a los surfactantes naturales Segundo usados como emulsificadores

los desemulsificantes tienden a producir emulsiones inversas(ow)

Una teoriacutea tradicional acerca de coacutemo trabajan los desemulsificantes es que ellos

neutralizan a los agentes emulsificadores en otras palabras rompen las

emulsiones wo al tender en forma natural a formar emulsiones ow Otra

explicacioacuten es que los desemulsificantes hacen que la peliacutecula que rodea a la gota

de agua se vuelva muy riacutegida o se contraiga para finalmente romperse

Los productos quiacutemicos desemulsificantes pueden caracterizarse como sigue

Esteres son buenos deshidratadores provocan una asentamiento lento de

las gotas de agua pero al sobre dosificarse provocan emulsiones inversas

(ow)

Di-epoacutexicos son excelentes deshidratadores pero provocan un

asentamiento lento de las gotas de agua

Uretanos buenos deshidratadores provocan un asentamiento lento de las

gotas de agua

Resinas son buenos deshidratadores provocan un asentamiento raacutepido de

las gotas de agua dan un agua separada limpia

Polialquilenos pobres deshidratadores lento asentamiento de las gotas de

agua

Glicoles requiere mezclarse con otros para aplicarse

Sulfonatos buenos humectantes de soacutelidos y tiene capacidad para el

asentamiento de las gotas de agua sobre dosificaacutendose no causa

emulsiones inversas (ow) pero pueden causar la precipitacioacuten de

partiacuteculas de sulfuro de fierro en el agua separada

Poliesteraminas agentes de superficie activa violentos deshidratan en

bajas dosificaciones al sobredosificarse producen emulsiones inversas

(ow)

Oxialquilados buenos agentes humectantes son usados en mezclas

Poliaminas son lentos en el asentamiento de las gotas de agua

Alcanolaminas son raacutepidos en el asentamiento de las gotas de agua

Un soacutelo compuesto quiacutemico no puede proveer las tres acciones requeridas

anteriormente citadas por lo que los desemulsificantes comerciales son una

mezcla de varios desemulsificantes baacutesicos (30-60 ) maacutes la adicioacuten de solventes

adecuados tales como nafta aromaacutetica pesada benceno tolueno o alcohol

isopropiacutelico para obtener un liacutequido que fluya a la menor temperatura esperada

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

puedan difundirse raacutepidamente a traveacutes de la fase de aceite y alcancen las gotas

de agua

Por el contrario los desemulsificantes para emulsiones inversas ow son muy

solubles en agua Comuacutenmente son poliaminas cuaternarias de amonio de alto

peso molecular mezcladas con aluminio hierro o cloruro de zinc

Los desemulsificantes deben ser dosificados en forma continua en la relacioacuten

determinada por pruebas de botella yo pruebas de campo La dosificacioacuten en

forma de choque no es muy recomendable Los rangos de dosificacioacuten 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 dosificacioacuten que los crudos

ligeros El exceso de dosificacioacuten de desemulsificante incrementa los costos de

tratamiento incrementa el aceite contenido en la salmuera separada puede

estabilizar auacuten maacutes la emulsioacuten regular (aguaaceite) y puede producir emulsiones

inversas (aceiteagua)

Los desemulsificantes deben ser inyectados tan temprano como sea posible (en el

fondo o en la cabeza del pozo) Esto permite maacutes tiempo de contacto y puede

prevenir la formacioacuten de emulsioacuten corriente abajo

La inyeccioacuten de desemulsificante antes de una bomba asegura un adecuado

contacto con el crudo y minimiza la formacioacuten de emulsioacuten por la accioacuten de la

bomba

La seleccioacuten y preparacioacuten del tipo de desemulsificante debe coincidir con el

recipiente de tratamiento de la emulsioacuten Los tanque de lavado que tienen largo

tiempo de retencioacuten (8-24 horas) requieren desemulsificantes de accioacuten lenta Por

otro lado los tratadores-calentadores y las unidades electrostaacuteticas con corto

tiempo de retencioacuten (15-60 minutos) requieren desemulsificantes de accioacuten muy

raacutepida Problemas como precipitacioacuten de parafinas en climas friacuteos incremento de

soacutelidos por workovers y adicioacuten de compuestos quiacutemicos para estimulacioacuten de

pozos pueden requerir el cambio del desemulsificante de liacutenea

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

permitir su completa identificacioacuten seleccionar el desemulsificante maacutes adecuado

es un arte y una ciencia La seleccioacuten estaacute basada en pruebas empiacutericas de

descrito en el meacutetodo API MPMS 104 (1988)

Obviamente para el eacutexito de la prueba de botella se requiere de una buena

muestra de la emulsioacuten del sistema Para que una muestra sea buena debe reunir

las siguientes caracteriacutesticas

1 Debe ser representativa de la corriente

2 Debe ser un compuesto de la produccioacuten de los pozos individuales que estaacuten

alimentando al tratador

3 Contener cantidades representativas de los quiacutemicos presentes en el sistema

tales como inhibidores de corrosioacuten y parafinas

4 Debe ser fresca para evitar la estabilizacioacuten por envejecimiento de la emulsioacuten

El tratamiento quiacutemico en general ofrece las siguientes ventajas

1 La formacioacuten de las emulsiones puede ser completamente prevenida

dosificando los desemulsificantes desde una etapa temprana del tratamiento

2 La emulsioacuten puede ser rota en friacuteo reduciendo los costos de calentamiento de

la emulsioacuten y la peacuterdida de gravedad asociada con el calentamiento

Las desventajas del tratamiento quiacutemico son

1 Una sobredosificacioacuten puede producir nuevas emulsiones que son a menudo

maacutes difiacuteciles de romper que las emulsiones originales

2 No siempre es econoacutemico romper las emulsiones soacutelo con el tratamiento

quiacutemico generalmente es necesario el uso de energiacutea adicional como

calentamiento o electricidad para reducir los costos del tratamiento quiacutemico

252 TRATAMIENTO GRAVITACIONAL

El meacutetodo por asentamiento gravitacional que consiste en la demulsificacioacuten del

agua en el crudo mediante tiempo de retencioacuten y diferencia de densidades se lleva

a cabo en dos diferentes equipos Eliminadores de agua libre (FWKO) y Tanque

de lavado (Wash Tank) Los eliminadores de agua libre (FWKO) sirven para

remover grandes cantidades de agua no emulsionada en la corriente de los fluidos

que llega a la estacioacuten desde los pozos productores y se asientan faacutecilmente en

menos de 5-20 minutos Estos recipientes se encuentran disentildeados bajo la norma

ASME SECCTION VIII

div 1 y en su parte interna estaacute constituido por bafles para direccionar los fluidos

y platos de coalescencia para deshidratar el gas natural El petroacuteleo separado del

agua libre al contener un porcentaje de agua emulsionada que variacutea entre 1 a 30

de BSW (corte de agua) lo cual implica tratarlo en otro sistema que es el tanque

de lavado (Wash Tank) estos tanques operan con la mitad de agua (colchoacuten de

agua) y la otra parte es petroacuteleo El crudo emulsionado entra en la parte inferior a

una altura de 3 pies de lo cual implica que el agua llegue con el crudo y entre en

contacto con el agua del tanque de lavado con lo que se lleva a cabo la

coalescencia del agua mediante el flujo que se ve forzada por bafles internos de la

cual permite incrementar el tempo de retencioacuten Los tanques de lavado se

encuentran disentildeados bajo la norma API 650 El tratamiento quiacutemico el tiempo de

retencioacuten del tanque de lavado y la diferencia de densidades del petroacuteleo y la

emulsioacuten permite que el petroacuteleo ascienda en la parte superior a formar parte de

la zona del petroacuteleo deshidratado este proceso de deshidratacioacuten en el tanque de

lavado se lleva a cabo en un tiempo de residencia que puede estar entre 3 y 36

horas

253 TRATAMIENTO ELECTROSTAacuteTICO

Cuando el crudo cuya gravedad se encuentran por debajo de los 12deg API ya no

resulta rentable utilizar los tanques de lavado para su deshidratacioacuten debido a su

velocidad de asentamiento para estos casos es necesariamente utilizar el meacutetodo

de deshidratacioacuten electrostaacutetica Este meacutetodo se basa principalmente por el efecto

que produce un campo eleacutectrico en la velocidad de asentamiento de las partiacuteculas

de agua contenidas en la emulsioacuten

2531 Principio electrostaacutetico de coalescencia

Este principio se basa en la estructura de la moleacutecula de agua Esta moleacutecula

responde a un campo eleacutectrico por su configuracioacuten Las gotas de agua que se

encuentran dispersas en el petroacuteleo formando la emulsioacuten estas gotas de agua

en su forma natural son esfeacutericas y se encuentran en el estado maacutes bajo de

energiacutea libre Por lo tanto la gota no es dipolar en su estado natural Sin embargo

al aplicarse un campo eleacutectrico se hace dipolar En este caso la gota pasa de una

forma esfeacuterica a una elipsoidal Las cargas positivas se encuentran en un extremo

del elipsoide y las cargas negativas en el otro extremo Cuando se produce la

elongacioacuten para que la gota alcance la forma elipsoidal se afecta la peliacutecula

superficial de la gota haciendo que las gotas adyacentes de diferente polaridad

eleacutectrica se atraigan y choquen formando asiacute la coalescencia dando origen a una

gota maacutes grande que cae con mayor rapidez

2532 Caracteriacutesticas de un coalescedor electrostaacutetico

Un deshidratador electrostaacutetico estaacute dividido en 3 secciones Figura 27 La

primera seccioacuten ocupa aproximadamente el 50 de su longitud y es llamada

ldquoSeccioacuten de calentamientordquo La segunda seccioacuten es llamada ldquoSeccioacuten central o

control de nivelrdquo y esta ocupa por alrededor del 10 de su longitud ubicada

adyacente a la seccioacuten de calentamiento La tercera seccioacuten ocupa el 40 de la

longitud del deshidratador y es denominada ldquoSeccioacuten de asentamientordquo del agua

suspendida para producir crudo limpio Las parrillas de electrodos de alto voltaje

estaacuten localizadas en la parte superior del recipiente arriba de la interface agua

aceite

La velocidad de asentamiento por gravedad es muy lenta tal como se expone en

la Ley de Stokes Por ejemplo una gota de agua de 20 micras de diaacutemetro en un

crudo de 33 degAPI a 100 degF y una viscosidad de 65 cp se asienta a una velocidad

de 007 fthr

La moleacutecula de agua es polar (figura 24) por lo tanto un campo eleacutectrico

incrementa la coalescencia de las gotas dispersas en el aceite por dos

mecanismos que actuacutean simultaacuteneamente (Lucas R N 1976)

1 Sometidas a un campo electrostaacutetico las gotas de agua adquieren una carga

eleacutectrica neta

2 La distribucioacuten al azar de las gotas de agua en el seno del aceite al pasar por el

campo electrostaacutetico se alinean con su carga positiva orientada al electrodo

cargado (negativo)

254 TRATAMIENTO TEacuteRMICO

El tratamiento teacutermico constituye un meacutetodo efectivo y econoacutemico para la

deshidratacioacuten del petroacuteleo y en la mayoriacutea de los casos se utiliza para ayudar en

otros procesos Antes de aplicar la transferencia de calor es necesario separar el

agua libre y el gas con el fin de reducir la energiacutea que se debe aplicar para

calentar el petroacuteleo ya que se requiere 350 BTU para calentar un barril de agua

en 1ordmF y solamente se requiere 150 BTU para calentar un barril de crudo El

calentamiento ayuda al rompimiento de las emulsiones debido a que tiene los

siguientes efectos sobre ella

bull Dilata la peliacutecula superficial que rodea a las gotas de agua debilitaacutendola y

facilitaacutendola la coalescencia entre ellas

bull Origina y aumenta el movimiento de las moleacuteculas de agua produciendo

colisiones cada vez maacutes violentas que ayudan tambieacuten al rompimiento de la

peliacutecula superficial que rodea a la moleacutecula de agua

bull Aumenta la diferencia de densidades entre agua y petroacuteleo facilitando tambieacuten

el asentamiento de las gotas de agua

bull Reduce la tensioacuten superficial del agua facilitando la unioacuten de las gotas ya que

tienden a tomar una superficie coacutencava y a ofrecer mayor superficie de contacto

con el petroacuteleo

bull Reduce la viscosidad del petroacuteleo

La aplicacioacuten de calor para romper la emulsioacuten se puede hacer por medio de

intercambiadores de calor calentadores directos o indirectos y tratadores

teacutermicos

2541 Intercambiadores de Calor

Los intercambiadores de calor son dispositivos en los cuales cumplen una funcioacuten

especiacutefica tal como indica su nombre intercambiar calor entre dos fluidos que no

se mezclan En los procesos petroleros el disentildeo exclusivo de los

intercambiadores de calor es el de tubos y coraza debido a su amplio rango de

servicio y su alta resistencia a diversas condiciones de operacioacuten Normalmente la

transferencia de calor se produce por contacto directo del crudo emulsionado y del

fluido que proporcionaraacute calor usualmente el crudo pasa por los tubos y el fluido

de trabajo por la coraza esto ayuda a que exista un contacto total con turbulencia

del fluido de trabajo para quo no exista puntos muertos y que la transferencia de

calor sea maacutes eficiente Los intercambiadores de calor ademaacutes de ser eficientes

teacutermicamente su mantenimiento es faacutecil ya que uacutenicamente se lo realiza maacutes a

menudo al haz de tubos y los costos asociados a este son bajos

2542 Calentadores Directos

Este tipo de calentadores lleva a cabo la transferencia de calor por contacto

directo entre el crudo emulsionado y la superficie del calentador esto permite

manejar grandes voluacutemenes de fluido con un menor consumo de combustible Son

raacutepidos eficientes y de costo relativamente bajo La desventaja es que son

peligrosos a explosioacuten requieren de supervisioacuten constante y desperdician

productos livianos Su principal uso estaacute en calentar emulsiones no corrosivas que

esteacuten en baja presioacuten

2543 Calentadores Indirectos

Este tipo de calentadores la emulsioacuten fluye traveacutes de tubos sumergido en agua

donde la transferencia de calor se produce indirectamente por medio del agua que

estaacute alrededor del quemador y recibe de este el calor

Los calentadores indirectos presentan una ventaja de mantener la temperatura

constante y no presenta peligro de explosioacuten Como desventaja se puede notar

que requiere de varias horas para calentar despueacutes de un periacuteodo inactivo

Haciendo imposible tratar una emulsioacuten inmediatamente Sus capacidades son

aproximadamente de 2000 barriles de emulsioacuten por diacutea para un aumento de

temperatura de 100 ordmF

2544 Tratadores Teacutermicos

Los tratadores teacutermicos son equipos que combinan el proceso de calentamiento

con un sistema de coalescencia que ademaacutes de calentar el fluido se le da un

tiempo de retencioacuten para que se realice la separacioacuten de crudo y agua

emulsionada Son equipos que permiten desgasificar y drenar agua decantada La

norma API 5L recomienda el uso de estos equipos cuando el porcentaje de agua

emulsionada es menor o igual al 20 ademaacutes para una mejor eficiencia del

proceso de deshidratacioacuten es necesario determinar la temperatura a la cual el

crudo alcanza como miacutenimo una viscosidad de 150 SSU (25 ndash 30 Cp)

Tratamiento Mecaacutenico

Existen en la industria petrolera diversos procesos mecaacutenicos y fiacutesicos para

reducir el nivel de agua y sedimentos (AyS) del crudo producido a los liacutemites

establecidos entre operadoras y compradoras Antiguamente se contaban con

medios pocos desarrollados para realizar las labores de deshidratacioacuten de crudo

pero simultaacuteneamente con el desarrollo de la industria y con la consiguiente

necesidad de tratar el petroacuteleo producido se fueron desarrollando nuevas teacutecnicas

tendientes a lograr procesos de tratamiento con resultados tan satisfactorio como

fuera posible

Los principios en las cuales se basan para realizar la separacioacuten fiacutesica de vapor

liacutequidos o soacutelidos son el momentum oacute cantidad de movimiento la fuerza de

gravedad y la coalescencia como ya hemos mencionado Toda separacioacuten puede

emplear uno o maacutes de estos principios pero siempre las fases de los fluidos

deben ser inmiscibles y de diferentes densidades para que ocurra la separacioacuten

Dentro de esta gama de separadores mecaacutenicos se pueden mencionar por ser

los maacutes usados dentro de la industria petrolera los siguientes

A Separadores API

B Calentadores

C Despojadores de agua libre DAL

D Centrifugadores

E Platos Paralelos y Corrugados

En adelante se presentaraacuten algunos de los dispositivos de separacioacuten mecaacutenica

que se acaban de mencionar como lo son los separadores API y calentadores

dejando para capiacutetulos continuos la base teoacuterica de los otros restantes son los de

mayor intereacutes en esta investigacioacuten

A-Separadores API (Maston 1990)

Los separadores API son usados ampliamente en las refineriacuteas y son aceptados

generalmente como la norma en lo que a dispositivos de separacioacuten de

crudoagua se refiere Muchos autores dan recomendaciones de criterios de

disentildeo para estas unidades las cuales estaacuten compuestas de uno o maacutes canales

de flujo con una seccioacuten rectangular tanto horizontal como vertical Estos

recomiendan un ancho de canal de 6 a 20 ft (18 a 61 m) y una profundidad de 3 a

8 ft (091 a 244 m) Tambieacuten la relacioacuten anchoprofundidad esta restringida a

valores de 03 a 05 Modelos experimentales de separadores han mostrado bajas

eficiencias para relaciones anchoprofundidad por debajo de 02 El agua drenada

de los tanques fluye longitudinalmente a traveacutes de este canal mientras que las

gotas de crudo suben a la superficie para ser removidas

El criterio de disentildeo de los API (apeacutendice J) fue concebido para confirmar la

inherente suposicioacuten en este tipo de separadores crudoagua de que el mismo

criterio podriacutea ser aplicado a los DAL horizontales Este criterio incorpora un

disentildeo con diaacutemetro de gota de 0015 cm y asume que la velocidad de asenso

obedece a la ley de Stokes Las especificaciones de los separadores permiten que

las gotas de crudo lleguen a la superficie donde seraacuten removidas al final del

recorrido longitudinal El flujo es un factor intriacutenseco dentro de este criterio de

disentildeo el cual es un factor de compensacioacuten para cortocircuitos y turbulencia

necesaria

B-Calentadores

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

forma en que se aplica el calor

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

directo de la corriente alimentada con el calentador Aunque este tipo presenta

problemas de sedimentos y de corrosioacuten pueden manejar mayores voluacutemenes de

fluidos con menor gasto de combustible que los calentadores indirectos

Estos calentadores directos operan eficientemente en procesos operando en baja

presioacuten y donde los fluidos manejados no son muy corrosivos

El esquema tiacutepico de calentadores-tratadores directos tipo vertical y horizontal

se muestra en las figuras 27 y 28 respectivamente

El disentildeo normal de un tratador-calentador tipo vertical cumple las siguientes

funciones

1 Desgasificado de la emulsioacuten de entrada

2 Remocioacuten de arenas sedimentos y agua libre previo al calentamiento

3 Lavado con agua y calentamiento de la emulsioacuten

4 Coalescencia y asentamiento de las gotas de agua Coalescencia mecaacutenica

puede ser usada en eacutesta seccioacuten

El aceite deshidratado caliente puede ser usado para precalentar la emulsioacuten de

entrada usando un intercambiador de calor

Los calentadores-tratadores no son recomendables para remover grandes

cantidades de agua libre y eacutesta limitante llega a ser maacutes aguda en yacimientos

viejos con gran produccioacuten de agua congeacutenita En estos casos la instalacioacuten previa

de un DAL es una solucioacuten ideal

Las mismas funciones baacutesicas son previstas en un calentador directo tipo

horizontal como se muestra en la figura 29 La alimentacioacuten es parcialmente

desgasificada luego dirigida hacia la parte de abajo para la precipitacioacuten del agua

libre y la arena Despueacutes la alimentacioacuten es calentada y sufre una uacuteltima

desgasificacioacuten Posteriormente a traveacutes de un distribuidor pasa a un colector de

agua para finalmente pasar a la seccioacuten de coalescencia

Las partiacuteculas soacutelidas tales como arena escama productos de corrosioacuten se

depositaraacuten 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 alimentacioacuten

2 Bloquear la transferencia de calor y causar quemado del equipo de

calentamiento

3 Interferir los controles de nivel aacutenodos vaacutelvulas medidores y bombas

Asimismo pueden incrementar el crecimiento bacteriano y la velocidad de

corrosioacuten

Para prevenir la deposicioacuten de estos sedimentos se pueden instalar

hidrojets que operando a 30 psi por arriba de la presioacuten de operacioacuten del

calentador pueden remover los sedimentos para su drenado por la parte inferior

del recipiente

En los calentadores de tipo indirecto primero se calienta un fluido

Posteriormente a traveacutes de un intercambiador de calor el fluido de calentamiento

transfiere calor a la corriente de alimentacioacuten

En este tipo de calentadores disminuye el riesgo de explosioacuten y son utilizados en

instalaciones donde es posible recuperar calor tales como el gas caliente de

salida de las turbinas

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

ventajas

1 Reduce la viscosidad de la fase continua un incremento en la temperatura de

10degF baja la viscosidad de la emulsioacuten por un factor de 2

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

coalescencia

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

4 Promueve una mejor distribucioacuten del desemulsificante

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

Esto se logra manteniendo la temperatura del crudo por arriba de su punto de

nube

6 Debilita la peliacutecula de emulsificante que rodea a las gotas de agua

Sin embargo el calentamiento presenta las siguientes desventajas

1 Provoca la migracioacuten de los compuestos maacutes volaacutetiles del crudo hacia la fase

gaseosa Esta peacuterdida de ligeros en el crudo provoca una disminucioacuten de volumen

del crudo calentado (encogimiento) y una disminucioacuten en su gravedad API

2 Incrementa los costos de combustible

3 Incrementa los riesgos en las instalaciones

4 Requieren mayor instrumentacioacuten y control

5 Causa depoacutesitos de coke

PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN Y DESLADO DEL PETROacuteLEO CRUDO EN

REFINERIacuteA MADERO (PEMEX)

PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN DE LA ESTACIOacuteN DE PRODUCCION

CUYABENO-TRATAMIENTO QUIMICO

31 UBICACIOacuteN Y CONDICIONES DE OPERACIOacuteN

El aacuterea Cuyabeno tiene una estacioacuten de produccioacuten donde se procesa todo el

crudo agua y gas que producen los 21 pozos activos6 de los cuales 13 pozos

producen por bombeo hidraacuteulico (Power Oil BH) y 8 por bombeo electro

sumergible (BES) Este campo maneja actualmente una produccioacuten promedio de

8597 BPD de petroacuteleo de 258 degAPI 24911 BPD de agua de formacioacuten y 2322

MPCGD de gas asociado7 En la figura 31 se muestra la ubicacioacuten geograacutefica del

campo Cuyabeno

DESCRIPCIOacuteN DEL PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN

Luego de la etapa de separacioacuten la mezcla crudo-agua incluyendo el fluido

separado en el equipo trifaacutesico que se vuelve a unir a la descarga de los

separadores bifaacutesicos e ingresa a la bota desgasificadora donde se extrae el

remanente de gas en el fluido el cual es transferido a la tea de baja y por otro la

emulsioacuten crudo-agua a una presioacuten estimada de entre 20-18 psig sigue hacia el

tanque de lavado que tiene una capacidad en volumen de 18130 Bbls (H= 36

pies Oslash= 60 pies) el cual opera con un colchoacuten de agua promedio de 9 pies En

este recipiente por gravedad e inyeccioacuten de quiacutemicos principalmente el

demulsificante separa el crudo del agua El proceso de deshidratacioacuten actual

indica que el agua excedente del colchoacuten operativo (9 pies promedio) es utilizada

una parte para calentarla con un calentador artesanal usando un miacutenimo de gas

liberado desde los separadores de produccioacuten y prueba que pasan por tres

recipientes denominados depuradores o Scrubber tipo vertical donde se libera al

gas del contenido del liacutequido remanente que puede existir el agua caliente se

mezclaraacute con la emulsioacuten crudo-agua a la entrada del tanque de lavado con el fin

de facilitar la deshidratacioacuten a traveacutes de un equipo denominado Mezclador Estaacutetico

y el resto seraacute enviada al sistema de agua de reinyeccioacuten en el Anexo 7 se

muestra el Diagrama de tuberiacutea e Instrumentacioacuten (PG-CCY-M-002)

El equipo de calentamiento instalado es artesanal y por lo

mismo ineficiente en cuanto al gradiente de temperaturas obtenido (5-10degF)8 con

la que se obtiene una temperatura de crudo 112degF resultante de la mezcla no

recomendable para deshidratacioacuten En la figura 33 se muestra calentador de la

estacioacuten de Cuyabeno

331 TIPO DE QUIacuteMICOS INYECTADOS

El Campo Cuyabeno presenta para la deshidratacioacuten de crudo dos puntos

principales para la inyeccioacuten del quiacutemico como son el muacuteltiple de produccioacuten y

prueba como tambieacuten el ingreso a la bota desgasificadora en la Tabla 33 se

detallan los quiacutemicos inyectados como Demulsificante Antiparafiacutenico Dispersante

Soacutelidos Antiespumante ademaacutes en la tabla mencionada se presenta cantidades

inyectadas y costos de cada uno de los quiacutemicos9 Los productos demulsificantes

son utilizados para separar las moleacuteculas de crudo y agua emulsionadas con un

tiempo de contacto en el tanque de lavado para la determinacioacuten de la cantidad

de quiacutemico inyectado es necesario conocer el sistema de recoleccioacuten de crudo a

objeto de caracterizar las corrientes y determinar mediante anaacutelisis de laboratorio

el porcentaje de emulsioacuten tipo de emulsioacuten porcentaje de Agua libre y Gravedad

API (Normas ASTM D4007-2 Determinacioacuten de agua y sedimentos en crudo por

centrifugacioacuten y ASTM D287-92-2000 Determinacioacuten de la Gravedad API en

crudos y derivados Meacutetodo del Hidroacutemetro)

La parafina es una cera soacutelida del petroacuteleo de alto peso molecular (nuacutemero de

aacutetomos de carbonos presentes en el crudo mayor de 18 aacutetomos de carbonos)

tienen una temperatura de ablandamiento desde 60deg F a 215deg F

aproximadamente Dependiendo donde se presente el problema de precipitacioacuten

de parafina se debe seleccionar el punto de inyeccioacuten para separarlo En la

estacioacuten Cuyabeno se inyecta productos quiacutemicos antiparafiacutenico en el muacuteltiple de

produccioacuten

Los productos antiespumantes son utilizados en los crudos tendientes a formar

espuma a objeto de disiparla generalmente se inyectan en el muacuteltiple de

produccioacuten a cierta distancia del producto quiacutemico demulsificante o en la liacutenea de

entrada de los separadores bifaacutesicos o trifaacutesicos Estos productos son utilizados

cuando hay presencia de soacutelidos en el crudo estos soacutelidos estabilizan las

emulsiones y forman altas interfaces en los tanques de lavado lo que es negativo

para la deshidratacioacuten de crudo Los soacutelidos estaacuten impregnados de crudo que se

mantienen en suspensioacuten en la interface crudo-agua la funcioacuten de los

dispersantes de soacutelidos es cambiar la humectabilidad del soacutelido para que este

emigre de la fase acuosa y se separe Es importante conocer mediante anaacutelisis de

laboratorio en contenido de soacutelidos presentes en el crudo asiacute como el origen de

ello dependeraacute la seleccioacuten del producto quiacutemico dispersante Para la inyeccioacuten de

quiacutemicos se utilizan bombas en cumplimiento de la norma API STD 675 ldquoPositive

Displacement Pumps Controlledrdquo y tanques de fibra de vidrio reforzado de acuerdo

a API 12P ldquoSpecification for Fiberglass Reinforced Plastic Tanksrdquo incluyendo

ademaacutes las conexiones de proceso servicio e instrumentacioacuten hasta las vaacutelvulas

de bloqueo yo instrumento final para conectar al sistema de distribucioacuten En la

Figura 34 se observa la disposicioacuten del sistema de inyeccioacuten de quiacutemicos

acuosa y en la no polar hidrofoacutebica en la fase aceite Esta peliacutecula estabiliza la

emulsioacuten debido a las siguientes causas

Reduce las fuerzas de tensioacuten superficial que se requiere para la coalescencia de

las gotas Este decremento en la tensioacuten superficial puede ser dramaacutetico

Antildeadiendo menos de 1 de un surfactante puede reducir la tensioacuten superficial de

las gotas de aceite en agua de 30-35 mNm

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

peliacutecula ha sido comparada como una envoltura plaacutestica

Si el surfactante es polar alineado en la superficie de las gotas de agua su carga

eleacutectrica provoca que se repelan unas gotas con otras

Un segundo mecanismo de estabilizacioacuten ocurre cuando los emulsificadores son

partiacuteculas soacutelidas muy finas Para ser agentes emulsificantes las partiacuteculas

soacutelidas deben ser maacutes pequentildeas que las gotas suspendidas y deben ser

humedecidos por el aceite y el agua Luego estas finas partiacuteculas soacutelidas o

coloides (usualmente con surfactantes adheridos a su superficie) se colectan en la

superficie de la gota y forman una barrera fiacutesica Ejemplos comunes de este tipo

de emulsificadores son el sulfuro de hierro y la arcilla

Los dos tipos de emulsiones agua-aceite son conocidas como aceite-en- agua

(ow) y agua-en-aceite (wo) Las emulsiones ow se refieren a aceite disperso en

el agua y las emulsiones wo se refieren a agua dispersa en el aceite El tipo de

emulsioacuten formada depende fundamentalmente del tipo de agentes emulsificantes

Una regla empiacuterica predice que surfactantes predominantemente solubles en

aceite forman emulsiones wo y surfactantes solubles en agua producen

emulsiones ow

En los campos petroleros las emulsiones agua-en aceite (wo) son llamadas

emulsiones regulares mientras que las emulsiones aceite en el agua (ow) son

llamadas emulsiones inversas Esta clasificacioacuten simple no siempre es adecuada

ya que emulsiones muacuteltiples o complejas (owo oacute wow) pueden tambieacuten ocurrir

Emulsiones del tipo owo se refieren a emulsiones consistentes en gotas de aceite

dentro de gotas de agua que estaacuten dispersas en fase continua de aceite Las

emulsiones wow tienen gotas de agua dispersas en gotas de aceite que a su vez

estaacuten dispersas en fase continua de agua El presente trabajo se centra en

emulsiones aguaen aceite porque eacutestas son las maacutes comunes en el manejo de

crudo

En las emulsiones regulares la fase acuosa dispersa es usualmente llamada agua

y sedimento (AyS) y la fase continua es aceite crudo El AyS es principalmente

agua salina sin embargo soacutelidos tales como arena Iodos carbonatos productos

de corrosioacuten y soacutelidos precipitados o disueltos se encuentran tambieacuten presentes

por lo que AyS tambieacuten es llamado agua y sedimento baacutesico (AySB)

Los agentes emulsificadores son numerosos y pueden ser clasificados de la

siguiente manera

1) Compuestos naturales de superficie activa tales como asfaacuteltenos y resinas

conteniendo aacutecidos orgaacutenicos y bases aacutecidos nafteacutenicos aacutecidos carboxiacutelicos

compuestos de sulfuro fenoles cresoles y otros surfactantes naturales de alto

peso molecular

2) Soacutelidos finamente divididos tales como arena arcilla finos de formacioacuten

esquistos Iodos de perforacioacuten fluidos para estimulacioacuten incrustaciones

minerales compuestos de corrosioacuten (por ejemplo sulfuro de fierro oacutexidos)

parafinas asfaacuteltenos precipitados Los fluidos para estimulacioacuten de pozos son

notablemente efectivos para formar emulsiones muy estables

3) Quiacutemicos antildeadidos tales como inhibidores de corrosioacuten biocidas limpiadores

surfactantes y agentes humectantes

Las emulsiones regulares producidas pueden ser clasificadas como duras y

suaves Por definicioacuten una emulsioacuten dura es muy estable y difiacutecil de romper

principalmente porque las gotas dispersas son muy pequentildeas Por otro lado una

emulsioacuten suave o dispersioacuten es inestable y faacutecil de romper En otras palabras

cuando un gran nuacutemero de gotas de agua de gran diaacutemetro estaacuten presentes ellas

a menudo se separan faacutecilmente por la fuerza gravitacional El agua que se separa

en menos de cinco minutos es llamada agua libre

La cantidad de agua remanente emulsificada variacutea en el rango de 0 a 60

volumen En los crudos ligeros (gt20ordm API) las emulsiones contienen tiacutepicamente

de 5 a 20 volumen de agua mientras que en los crudos pesados (lt 20ordm API)

tienen a menudo de 10 a 35 de agua tal como puede observarse en la figura

22 La cantidad de agua libre depende de la relacioacuten aguaaceite y variacutea

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 inyeccioacuten de vapor y la inyeccioacuten de agua a yacimientos son factores que

promueven la formacioacuten de emulsiones

En resumen los problemas de emulsiones en los campos petroleros llegan a ser

maacutes severos que los meacutetodos para incrementar la recuperacioacuten de aceite

211-Estabilidad y Rompimiento de la Emulsioacuten

Desde un punto de vista termodinaacutemico una emulsioacuten es un sistema inestable

Esto es debido que hay una tendencia natural para un sistema liacutequidoliacutequido de

separar y reducir su aacuterea interfacial y por tal su energiacutea interfacial Sin embargo

la mayoriacutea de las emulsiones son estables despueacutes de un periacuteodo de tiempo Las

emulsiones producidas en campo se clasifican en su grado de estabilidad cineacutetica

bull Emulsiones deacutebiles Las que tardan en separarse unos minutos El agua que se

separa se conoce maacutes bien como agua libre

bull Emulsiones medias Se separan en 10 minutos o maacutes

bull Emulsiones fuertes Se separan (algunas veces parcialmente) en horas o diacuteas

Las emulsiones se consideran dispersiones coloidales liacutequidoliacutequido Su

estabilidad cineacutetica es una consecuencia del tamantildeo de gotas y de la presencia de

una peliacutecula interfacial alrededor de las gotas de agua

Las emulsiones pueden ser rotas por tres mecanismos que son sedimentacioacuten

agregacioacuten y coalescencia La sedimentacioacuten se refiere a la caiacuteda de las gotas de

agua en el aceite crudo el agrupamiento de dos o maacutes gotas es llamado

agregacioacuten y por uacuteltimo la coalescencia que ocurre cuando las gotas originales

pierden sus identidades y se funden en gotas maacutes grandes reduciendo el aacuterea de

interfase total

El rompimiento de la emulsioacuten depende de los siguientes paraacutemetros peliacutecula

interfasial viscosidad de la fase continua tamantildeo de la gota relacioacuten de volumen

de fases temperatura ph edad salinidad de la salmuera y tipo de aceite

Peliacutecula Interfasial Las gotas dispersas estaacuten en constante movimiento por lo

tanto frecuentemente colisionan Una peliacutecula interfasial suficientemente fuerte

para evitar la coalescencia es absolutamente necesaria para mantener la

estabilidad de la emulsioacuten

Una mezcla de surfactantes forma un empaque cerrado produciendo una peliacutecula

mecaacutenicamente fuerte

Viscosidad de la Fase Continua Una viscosidad alta en la fase externa

disminuye el coeficiente de difusioacuten y la frecuencia de colisioacuten de las gotas por lo

que se incrementa la estabilidad de la emulsioacuten Una alta concentracioacuten de las

gotas tambieacuten incrementa la viscosidad aparente de la fase continuacutea y estabiliza la

emulsioacuten Las emulsiones son en general fluidos no newtonianos

Tamantildeo de la Gota Gotas muy pequentildeas producen emulsiones maacutes estables

porque las gotas maacutes grandes tienden a atraer a gotas maacutes pequentildeas Una gran

distribucioacuten de tamantildeos de partiacuteculas produce una emulsioacuten menos estable que

una distribucioacuten uniforme de tamantildeo de gota

Como se ha mencionado previamente el tamantildeo de las gotas variacutea desde 1 μm a

maacutes de 50 μm Generalmente las emulsiones tienen una distribucioacuten de las gotas

de agua En la figura 34 se muestran distribuciones tiacutepicas de emulsiones

aguaaceite Estas distribuciones se representan en histogramas o en funciones

de distribucioacuten

Fig 34 Distribucioacuten del tamantildeo de las gotas de una emulsioacuten de crudo

Por lo general las emulsiones que tienen gotas de agua pequentildeas seraacuten maacutes

estables Para separar el agua se tiene que coalescer el agua y mientras maacutes

pequentildeas sean las gotas mayor trabajo costaraacute separarlas La distribucioacuten de los

tamantildeos de las gotas afecta a la viscosidad de la emulsioacuten debido a que esta es

mayor mientras las gotas son maacutes pequentildeas La viscosidad de la emulsioacuten seraacute

mayor cuando la distribucioacuten del tamantildeo de las gotas sea estrecha

Relacioacuten de Volumen de Fase Incrementando el volumen de la fase dispersa se

incrementa el nuacutemero de gotas yo tamantildeo de gota el aacuterea interfasial y la tensioacuten

superficial La distancia de separacioacuten tambieacuten se reduce y esto incrementa la

colisioacuten de las gotas Todos estos factores reducen la estabilidad de la emulsioacuten

Temperatura Usualmente la temperatura tiene un efecto muy fuerte en la

estabilidad de la emulsioacuten Incrementando la temperatura se incrementa la difusioacuten

de las gotas decrece la viscosidad de la fase externa disminuye la peliacutecula

interfasial y se modifica la tensioacuten superficial Todos estos cambios decrementan

la estabilidad de la emulsioacuten

pH La adicioacuten de aacutecidos o bases inorgaacutenicos cambia radicalmente la formacioacuten de

peliacuteculas de asfaacuteltenos y resinas que estabilizan las emulsiones aguaaceite

Ajustando el ph se puede minimizar la estabilidad de la peliacutecula que estabiliza la

emulsioacuten e incrementar la tensioacuten superficial

El pH de la fase agua tiene una fuerte influencia en la estabilidad de la emulsioacuten

Las peliacuteculas riacutegidas de la emulsioacuten contienen aacutecidos orgaacutenicos y bases

asfaltenos con grupos ionizables y soacutelidos

El agregar aacutecidos inorgaacutenicos y bases influencia en la ionizacioacuten en las peliacuteculas

interfaciales y radicalmente cambia las propiedades fiacutesicas de las peliacuteculas El pH

del agua afecta la rigidez de las peliacuteculas interfaciales

El pH tambieacuten influencia en el tipo de emulsioacuten que se forma Un bajo pH (acidez)

generalmente produce emulsiones aguaaceite (que corresponden a peliacuteculas de

soacutelidos mojadas por aceite) sin embargo un pH alto (base) produce emulsiones

aceiteagua (que corresponden a peliacuteculas moacuteviles jabonosas mojadas por agua)

la figura 35 muestra el efecto del pH en la estabilidad de la emulsioacuten para un

crudo de Venezuela

Fig 35 Efecto del pH y de la concentracioacuten de desemulsificante en la estabilidad

de la emulsioacuten

El pH oacuteptimo para desemulsificar es aproximadamente de 10 sin agregar

desemulsificantes La adicioacuten de desemulsificantes aumenta la desemulsificacioacuten

despueacutes de una hora y la separacioacuten completa del agua se logra despueacutes de 24

horas en un rango diverso de pH

La composicioacuten de la salmuera tiene un efecto importante (en relacioacuten con el pH)

en la estabilidad de la emulsioacuten El pH oacuteptimo para una maacutexima estabilidad de la

emulsioacuten depende de las composiciones del crudo y de la salmuera

Edad La edad incrementa la estabilidad de la emulsioacuten porque el tiempo permite

que los surfactantes migren a la interfase de la gota

Esta peliacutecula o piel alrededor de la gota llega a ser maacutes gruesa maacutes fuerte y maacutes

dura La cantidad de agentes emulsificantes se incrementa por oxidacioacuten fotoacutelisis

evaporacioacuten o por la accioacuten de bacterias

Salinidad de la Salmuera La concentracioacuten de la salmuera es un factor

importante en la formacioacuten de emulsiones estables Agua fresca o salmuera con

baja concentracioacuten de sal favorecen la estabilidad de las emulsiones

Por el contrario altas concentraciones de sal provocan peacuterdida en la estabilidad

de las emulsiones

Tipo de Aceite Los crudos con aceite de base parafiacutenica usualmente no forman

emulsiones estables mientras que los crudos nafteacutenicos y de base mixta forman

emulsiones estables Ceras resinas asfaacuteltenos y otros soacutelidos pueden influenciar

la estabilidad de la emulsioacuten En otras palabras el tipo de crudo determina la

cantidad y tipos de emulsificadores naturales

Diferencia de densidad La fuerza neta de gravedad que actuacutea en una gota es

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

continua

Como vemos son muchos los factores que intervienen en la estabilidad y

rompimiento de una emulsioacuten pero el maacutes importante de todos es el de la peliacutecula

interfasial debido a que en eacutesta se encuentran dos fuerzas que se oponen

constantemente

1 La tensioacuten superficial del agua que permite que las gotas pequentildeas formen

gotas mayores las cuales cuando estaacuten suficientemente grandes se asientan por

gravedad

2 La peliacutecula del agente emulsificador que rodea a la gota la cual tiende a evitar

la unioacuten de las gotitas y auacuten en el choque de dos gotas tiende a quedar entre ellas

de manera que no puedan formar una gota maacutes grande

Rompimiento de la Emulsion

La desemulsificacioacuten o separacioacuten del aceite - agua ocurre principalmente en dos

etapas La Floculacioacuten y la Coalescencia La coalescencia ocurre cuando 2 o maacutes

gotas se hacen una dentro de una esfera homogeacutenea Esto pasa por el hecho que

la gota producida tendraacute un volumen igual a pero un aacuterea superficial maacutes pequentildea

que la suma de las gotas originales Tal que esta gota tendraacute una energiacutea de

superficie maacutes baja este estado es maacutes deseable Esto normalmente continuacutea

para formar esferas maacutes grandes hasta que la fase total de aceite es separada del

agua

En la figura 9 Se muestra una emulsioacuten de aceite en agua (gotas de aceite

dispersa en agua) a modo ilustrativo para tener un mejor entendimiento del

proceso de desestabilizacioacuten de una emulsioacuten Sin embargo el tipo de emulsioacuten

que tenemos en el tanque de slop es de agua en aceite (gotas de agua dispersa

en aceite) y su proceso de desestabilizacioacuten es similar tal como se muestra en la

figura 10 y es esta emulsioacuten la que seraacute sometida a tratamiento de

desemulsificacioacuten en friacuteo

La desestabilizacioacuten de este tipo de emulsioacuten (agua en emulsioacuten de aceite)

involucra baacutesicamente tres pasos llamados floculacioacuten seguido por la

sedimentacioacuten de las gotas de agua debido a la diferencia de densidades y

finalmente la coalescencia de las gotas individuales de agua Grandes tamantildeo de

gotas alta diferencia de densidades entre la fase acuosa y de aceite y una baja

viscosidad de la fase continua causan altos rates de sedimentacioacuten Pero si

enfocamos la desestabilizacioacuten desde un punto de vista maacutes detallado tenemos

Floculacioacuten de las gotas para formar un racimo Coalescencia subsiguiente de las

gotas en contacto Separacioacuten de soacutelidos libres de hidrocarburos presentes en

cada gota Agrupacioacuten de soacutelidos dispersados producidos en la separacioacuten

mediante un tiempo de reposo

4211 Floculacioacuten

La floculacioacuten depende de la velocidad de decantacioacuten de las gotas Seguacuten la ley

de Stokes esta velocidad es directamente proporcional al cuadrado del radio de la

gota y a la diferencia de densidades entre la gota de agua y el crudo y es

inversamente a la viscosidad del volumen de liacutequido total Por este hecho la tasa

de decantacioacuten de las gotas es extremadamente corta en un Slop viscoso pesado

ocasionando una emulsioacuten muy estable La importancia de la floculacioacuten tambieacuten

explica la facilidad relativa de desemulsificacioacuten de una emulsioacuten que contiene

gran porcentaje de agua En un sistema de esta naturaleza la intercolisioacuten y

subsiguiente coalescencia de gotas es maacutes probable que en un sistema donde se

contengan una pocas gotas aisladas en un gran volumen de aceite La floculacioacuten

tambieacuten puede ocasionarse por poliacutemeros antifiacutelicos absorbibles en la interfase de

las gotas Un poliacutemero con muacuteltiples segmentos absorbibles puede ocasionar

floculacioacuten al crear puente entre las gotas Una moleacutecula polimeacuterica con

segmentos absorbidos sencillos puede tambieacuten ocasionar floculacioacuten al interactuar

con otros poliacutemeros absorbidos en las distintas gotas Ver figura 11

4212 Coalescencia

Para ldquoromperrdquo estas emulsiones las gotas floculadas tienen que aglomerarse lo

mismo los soacutelidos (coalescer) Las caracteriacutesticas microscoacutepicas de un proceso de

cuales ciencias son bastantes complejas pues involucran la eliminacioacuten de la

peliacutecula gruesa de liacutequido (superior a 1000 A) de la fase continua que separa las

gotas de agua y partiacuteculas soacutelidas en un agregado La peliacutecula que se encuentra

entre las gotas se adelgaza mediante forma uniforme y continua mediante el

drenaje laminar (flujo Reynolds) de la fase externa Este flujo estaacute regido por la

viscosidad y densidad de la fase continua Se trata de un proceso relativamente

lento para emulsiones de Slop muy pesados y viscosos A diferencia de este

descenso lento suave y uniforme del espesor de la peliacutecula eacutesta tambieacuten puede

adelgazarse en forma localizada y discontinuacutea de manera catastroacutefica Este

adelgazamiento localizado se debe a las ondulaciones de la superficie de la gota y

depende de las propiedades de la superficie especiacuteficamente de la viscosidad El

resultado final de este proceso de adelgazamiento es la creacioacuten de un orificio en

la peliacutecula estabilizante o la formacioacuten de una peliacutecula estable

TRATAMIENTO DE CRUDOS

El tratamiento de las emulsiones se realiza en dos etapas baacutesicas la

deshidratacioacuten donde el contenido de agua a 1 o 2 el desalado donde se

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

remanente

Deshidratacioacuten

En esta etapa se remueve el agua libre y las gotas de mayor tamantildeo Los agentes

quiacutemicos 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 emulsioacuten la temperatura del aceite a la entrada del sistema la volatilidad del

aceite y el costo de calentamiento Un diagrama del proceso de deshidratacioacuten se

presenta en la Fig VII4 Se incluyen

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

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 deshidratacioacuten donde el contenido de agua se reduce a 02-2 de

agua

Desalado

En esta segunda etapa el agua residual (02-2) y la salinidad asociada se

reduce mediante la adicioacuten de agua de baja salinidad De acuerdo con los

resultados de campo el volumen de agua de dilucioacuten es aproximadamente 2 oacute 3

veces el volumen de agua residual Sin embargo esta relacioacuten podraacute variar

considerando los siguientes factores

1) La salinidad del agua residual

2) El porcentaje de agua remanente despueacutes de la etapa de deshidratacioacuten

3) La salinidad del agua de dilucioacuten

4) Eficiencia del mezclado del agua de dilucioacuten con la emulsioacuten

5) Contenido de sal requerido al final del tratamiento

La deshidratacioacuten y desalado de crudos deben combinarse aunque no

siempre en la misma planta para mantener el agua y la sal dentro de

especificaciones Los valores maacuteximos generalmente aceptados son 10 de

agua y 100 LMB para manejarse en oleoductos y 01 de agua y 20 LMB para

refinacioacuten o exportacioacuten

DESHIDRATACIOacuteN DEL PETROacuteLEO

La Deshidratacioacuten del Petroacuteleo es el proceso mediante el cual se separa el agua

asociada con el petroacuteleo ya sea en forma emulsionada o libre hasta lograr reducir

su contenido a un porcentaje previamente especificado Generalmente este

porcentaje es igual o inferior al 1 de agua

241 FORMACIOacuteN DE EMULSIONES

Una emulsioacuten es una mezcla de dos liacutequidos inmiscibles es decir liacutequidos bajo

condiciones normales no se mezclan Uno de los liacutequidos se encuentra dispersado

dentro del otro en forma de gotas muy pequentildeas tal como se puede observar en

la Figura 25 pueden variar en tamantildeo desde partiacuteculas como 000001 mm En el

proceso de extraccioacuten de petroacuteleo la mezcla bifaacutesica petroacuteleo crudo y agua se

desplazan en un medio poroso a una velocidad del orden de 1 piediacutea lo que

significa que es insuficiente para que se forme una emulsioacuten

Sin embargo el arreglo de tuberiacuteas y accesorios (bombas equipos auxiliares

vaacutelvulas codos) producen una agitacioacuten suficiente para que el agua se mezcle

con el petroacuteleo y forme asiacute una emulsioacuten

Existen tres requisitos esenciales para formar una emulsioacuten WO (waacuteter and oil)

bull Dos liacutequidos inmiscibles como es el caso agua y petroacuteleo

bull Agitacioacuten suficiente para dispersar partiacuteculas de un liacutequido al otro

bull Un agente emulsionante para estabilizar gotas dispersas en la fase continuacutea

En los campos petroleros las emulsiones de agua en aceite (WO) son llamadas

emulsiones directas mientras que las emulsiones de aceite en agua (OW) son

llamadas emulsiones inversas Esta clasificacioacuten simple no siempre es adecuada

ya que emulsiones muacuteltiples o complejas (oWO oacute wOW) pueden tambieacuten

ocurrir

242 FACTORES DE INFLUENCIA EN LA FORMACIOacuteN DE EMULSIONES

2422 Agentes Emulsionantes

Los agentes emulsionantes son numerosos y pueden ser clasificados de la

siguiente manera

bull Compuestos naturales surfactantes tales como asfaltenos y resinas conteniendo

aacutecidos orgaacutenicos y bases aacutecidos nafteacutenicos aacutecidos carboxiacutelicos compuestos de

azufre fenoles cresoles y otros surfactantes naturales de alto peso molecular

bull Soacutelidos finamente divididos tales como arena arcilla lodos de perforacioacuten

fluidos para estimulacioacuten incrustaciones minerales productos de la corrosioacuten (por

ejemplo sulfuro de hierro oacutexidos) parafinas asfaltenos precipitados Los fluidos

para estimulacioacuten de pozos pueden contribuir a formar emulsiones muy estables

bull Quiacutemicos de produccioacuten antildeadidos tales como inhibidores de corrosioacuten biocidas

limpiadores surfactantes y agentes humectantes

2423 Fases de una emulsioacuten

En una emulsioacuten el liacutequido dispensado dentro de otro en forma de gotas

pequentildeas se conoce como la fase dispersada o fase interna El liacutequido que

circunda de las gotas dispersadas se conoce como la fase continua o fase

externa Una emulsioacuten de petroacuteleo y agua puede tener cualquiera de los liacutequidos

como fase dispersa dependiendo de las caracteriacutesticas del agente emulsificante

Pero la mayoriacutea de los casos es el agua la que estaacute dispersa en forma de gotas en

el petroacuteleo Las emulsiones pueden contener desde una traza hasta un 90 o maacutes

de agua Pueden ser finas oacute gruesas dependiendo de muchos factores que

incluyen las propiedades de los liacutequidos el porcentaje de cada uno y el tipo y la

cantidad de emulsificador presente

En raras ocasiones las emulsiones producidas en los campos son reversas o

invertidas es decir donde la fase dispersa es una gota de emulsioacuten petroacuteleo-agua

y la fase continua en petroacuteleo En la Figura 26 podemos estimar el porcentaje de

agua emulsionada contenida en el petroacuteleo

25 MEacuteTODOS DE TRATAMIENTO DE DESHIDRATACIOacuteN

La comercializacioacuten de petroacuteleo despueacutes de haber sido tratada debe cumplir

exigencias miacutenimas de calidad en cuanto a contenido de agua y sedimentos

(BSampW) y contenido de la sal (libras por mil barriles de petroacuteleo) En general las

refineriacuteas del no aceptan petroacuteleos crudos con valor BSampW superior al 1 o

contenidos de sal por encima de 15 libras por cada mil barriles de crudo Con el fin

de que el petroacuteleo cumpla con las condiciones de calidad es necesario tratar las

emulsiones para romperlas Para romper una emulsioacuten se debe debilitar

neutralizar o destruir la sustancia emulsificante con el fin de que las gotas de

agua puedan unirse y precipitarse por gravedad Las instalaciones tiacutepicas

disponen de varios meacutetodos como son los que se especifica a continuacioacuten

Tratamiento quiacutemico

Tratamiento gravitacional

Tratamiento electrostaacutetico

Tratamiento teacutermico

251 TRATAMIENTO QUIacuteMICO

El tratamiento quiacutemico consiste en agregar a la emulsioacuten ciertas sustancias

quiacutemicas conocidas como ldquoagentes demulsificantesrdquo las cuales se concentran

para atacar la sustancia emulsificante y destruir la emulsioacuten Los demulsificantes

tienen tres acciones principales

1 Fuerte atraccioacuten hacia la interface aceite-agua ellos deben desplazar o

neutralizar a los emulsificadores presentes en la peliacutecula de la interfase

2 Floculacioacuten neutralizan las cargas eleacutectricas repulsivas entre las gotas

dispersas permitiendo el contacto de las mismas

3 Coalescencia permiten que pequentildeas gotas se unan a gotas maacutes grandes que

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

rodea y estabiliza las gotas sea rota

Los demulsificantes son insolubles con el agua pero solubles en aceite esto sirve

para que puedan dispersarse y alcancen las gotas de agua en la fase crudo-agua

2511 Rangos de dosificacioacuten

La dosificacioacuten en forma de choque no es muy recomendable se debe realizar en

forma continua en la relacioacuten determinada en campo o en pruebas de laboratorio

(pruebas de botella5 2512 Seleccioacuten del tipo de demulsificante ) Los rangos de

dosificacioacuten 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

dosificacioacuten que los crudos ligeros

El exceso de dosificacioacuten de demulsificante incrementa los costos de tratamiento

incrementa el aceite contenido en el agua de formacioacuten puede estabilizar aun maacutes

la emulsioacuten regular (WO) y puede producir emulsiones inversas (OW)

2512 Seleccioacuten del tipo de demulsificante

La seleccioacuten de demulsificante se realiza mediante pruebas empiacutericas llamadas

pruebas de botella cuyo meacutetodo es especificado en la norma API MPMS 104

Las teoriacuteas de coacutemo actuacutean los desemulsificantes estaacuten incompletas

Estas teoriacuteas fallan al pretender explicar el funcionamiento de los diferentes tipos

de compuestos quiacutemicos Sin embargo dos generalidades son vaacutelidas

Primero los desemulsificantes efectivos tienen alto peso molecular que son

comparables a los surfactantes naturales Segundo usados como emulsificadores

los desemulsificantes tienden a producir emulsiones inversas(ow)

Una teoriacutea tradicional acerca de coacutemo trabajan los desemulsificantes es que ellos

neutralizan a los agentes emulsificadores en otras palabras rompen las

emulsiones wo al tender en forma natural a formar emulsiones ow Otra

explicacioacuten es que los desemulsificantes hacen que la peliacutecula que rodea a la gota

de agua se vuelva muy riacutegida o se contraiga para finalmente romperse

Los productos quiacutemicos desemulsificantes pueden caracterizarse como sigue

Esteres son buenos deshidratadores provocan una asentamiento lento de

las gotas de agua pero al sobre dosificarse provocan emulsiones inversas

(ow)

Di-epoacutexicos son excelentes deshidratadores pero provocan un

asentamiento lento de las gotas de agua

Uretanos buenos deshidratadores provocan un asentamiento lento de las

gotas de agua

Resinas son buenos deshidratadores provocan un asentamiento raacutepido de

las gotas de agua dan un agua separada limpia

Polialquilenos pobres deshidratadores lento asentamiento de las gotas de

agua

Glicoles requiere mezclarse con otros para aplicarse

Sulfonatos buenos humectantes de soacutelidos y tiene capacidad para el

asentamiento de las gotas de agua sobre dosificaacutendose no causa

emulsiones inversas (ow) pero pueden causar la precipitacioacuten de

partiacuteculas de sulfuro de fierro en el agua separada

Poliesteraminas agentes de superficie activa violentos deshidratan en

bajas dosificaciones al sobredosificarse producen emulsiones inversas

(ow)

Oxialquilados buenos agentes humectantes son usados en mezclas

Poliaminas son lentos en el asentamiento de las gotas de agua

Alcanolaminas son raacutepidos en el asentamiento de las gotas de agua

Un soacutelo compuesto quiacutemico no puede proveer las tres acciones requeridas

anteriormente citadas por lo que los desemulsificantes comerciales son una

mezcla de varios desemulsificantes baacutesicos (30-60 ) maacutes la adicioacuten de solventes

adecuados tales como nafta aromaacutetica pesada benceno tolueno o alcohol

isopropiacutelico para obtener un liacutequido que fluya a la menor temperatura esperada

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

puedan difundirse raacutepidamente a traveacutes de la fase de aceite y alcancen las gotas

de agua

Por el contrario los desemulsificantes para emulsiones inversas ow son muy

solubles en agua Comuacutenmente son poliaminas cuaternarias de amonio de alto

peso molecular mezcladas con aluminio hierro o cloruro de zinc

Los desemulsificantes deben ser dosificados en forma continua en la relacioacuten

determinada por pruebas de botella yo pruebas de campo La dosificacioacuten en

forma de choque no es muy recomendable Los rangos de dosificacioacuten 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 dosificacioacuten que los crudos

ligeros El exceso de dosificacioacuten de desemulsificante incrementa los costos de

tratamiento incrementa el aceite contenido en la salmuera separada puede

estabilizar auacuten maacutes la emulsioacuten regular (aguaaceite) y puede producir emulsiones

inversas (aceiteagua)

Los desemulsificantes deben ser inyectados tan temprano como sea posible (en el

fondo o en la cabeza del pozo) Esto permite maacutes tiempo de contacto y puede

prevenir la formacioacuten de emulsioacuten corriente abajo

La inyeccioacuten de desemulsificante antes de una bomba asegura un adecuado

contacto con el crudo y minimiza la formacioacuten de emulsioacuten por la accioacuten de la

bomba

La seleccioacuten y preparacioacuten del tipo de desemulsificante debe coincidir con el

recipiente de tratamiento de la emulsioacuten Los tanque de lavado que tienen largo

tiempo de retencioacuten (8-24 horas) requieren desemulsificantes de accioacuten lenta Por

otro lado los tratadores-calentadores y las unidades electrostaacuteticas con corto

tiempo de retencioacuten (15-60 minutos) requieren desemulsificantes de accioacuten muy

raacutepida Problemas como precipitacioacuten de parafinas en climas friacuteos incremento de

soacutelidos por workovers y adicioacuten de compuestos quiacutemicos para estimulacioacuten de

pozos pueden requerir el cambio del desemulsificante de liacutenea

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

permitir su completa identificacioacuten seleccionar el desemulsificante maacutes adecuado

es un arte y una ciencia La seleccioacuten estaacute basada en pruebas empiacutericas de

descrito en el meacutetodo API MPMS 104 (1988)

Obviamente para el eacutexito de la prueba de botella se requiere de una buena

muestra de la emulsioacuten del sistema Para que una muestra sea buena debe reunir

las siguientes caracteriacutesticas

1 Debe ser representativa de la corriente

2 Debe ser un compuesto de la produccioacuten de los pozos individuales que estaacuten

alimentando al tratador

3 Contener cantidades representativas de los quiacutemicos presentes en el sistema

tales como inhibidores de corrosioacuten y parafinas

4 Debe ser fresca para evitar la estabilizacioacuten por envejecimiento de la emulsioacuten

El tratamiento quiacutemico en general ofrece las siguientes ventajas

1 La formacioacuten de las emulsiones puede ser completamente prevenida

dosificando los desemulsificantes desde una etapa temprana del tratamiento

2 La emulsioacuten puede ser rota en friacuteo reduciendo los costos de calentamiento de

la emulsioacuten y la peacuterdida de gravedad asociada con el calentamiento

Las desventajas del tratamiento quiacutemico son

1 Una sobredosificacioacuten puede producir nuevas emulsiones que son a menudo

maacutes difiacuteciles de romper que las emulsiones originales

2 No siempre es econoacutemico romper las emulsiones soacutelo con el tratamiento

quiacutemico generalmente es necesario el uso de energiacutea adicional como

calentamiento o electricidad para reducir los costos del tratamiento quiacutemico

252 TRATAMIENTO GRAVITACIONAL

El meacutetodo por asentamiento gravitacional que consiste en la demulsificacioacuten del

agua en el crudo mediante tiempo de retencioacuten y diferencia de densidades se lleva

a cabo en dos diferentes equipos Eliminadores de agua libre (FWKO) y Tanque

de lavado (Wash Tank) Los eliminadores de agua libre (FWKO) sirven para

remover grandes cantidades de agua no emulsionada en la corriente de los fluidos

que llega a la estacioacuten desde los pozos productores y se asientan faacutecilmente en

menos de 5-20 minutos Estos recipientes se encuentran disentildeados bajo la norma

ASME SECCTION VIII

div 1 y en su parte interna estaacute constituido por bafles para direccionar los fluidos

y platos de coalescencia para deshidratar el gas natural El petroacuteleo separado del

agua libre al contener un porcentaje de agua emulsionada que variacutea entre 1 a 30

de BSW (corte de agua) lo cual implica tratarlo en otro sistema que es el tanque

de lavado (Wash Tank) estos tanques operan con la mitad de agua (colchoacuten de

agua) y la otra parte es petroacuteleo El crudo emulsionado entra en la parte inferior a

una altura de 3 pies de lo cual implica que el agua llegue con el crudo y entre en

contacto con el agua del tanque de lavado con lo que se lleva a cabo la

coalescencia del agua mediante el flujo que se ve forzada por bafles internos de la

cual permite incrementar el tempo de retencioacuten Los tanques de lavado se

encuentran disentildeados bajo la norma API 650 El tratamiento quiacutemico el tiempo de

retencioacuten del tanque de lavado y la diferencia de densidades del petroacuteleo y la

emulsioacuten permite que el petroacuteleo ascienda en la parte superior a formar parte de

la zona del petroacuteleo deshidratado este proceso de deshidratacioacuten en el tanque de

lavado se lleva a cabo en un tiempo de residencia que puede estar entre 3 y 36

horas

253 TRATAMIENTO ELECTROSTAacuteTICO

Cuando el crudo cuya gravedad se encuentran por debajo de los 12deg API ya no

resulta rentable utilizar los tanques de lavado para su deshidratacioacuten debido a su

velocidad de asentamiento para estos casos es necesariamente utilizar el meacutetodo

de deshidratacioacuten electrostaacutetica Este meacutetodo se basa principalmente por el efecto

que produce un campo eleacutectrico en la velocidad de asentamiento de las partiacuteculas

de agua contenidas en la emulsioacuten

2531 Principio electrostaacutetico de coalescencia

Este principio se basa en la estructura de la moleacutecula de agua Esta moleacutecula

responde a un campo eleacutectrico por su configuracioacuten Las gotas de agua que se

encuentran dispersas en el petroacuteleo formando la emulsioacuten estas gotas de agua

en su forma natural son esfeacutericas y se encuentran en el estado maacutes bajo de

energiacutea libre Por lo tanto la gota no es dipolar en su estado natural Sin embargo

al aplicarse un campo eleacutectrico se hace dipolar En este caso la gota pasa de una

forma esfeacuterica a una elipsoidal Las cargas positivas se encuentran en un extremo

del elipsoide y las cargas negativas en el otro extremo Cuando se produce la

elongacioacuten para que la gota alcance la forma elipsoidal se afecta la peliacutecula

superficial de la gota haciendo que las gotas adyacentes de diferente polaridad

eleacutectrica se atraigan y choquen formando asiacute la coalescencia dando origen a una

gota maacutes grande que cae con mayor rapidez

2532 Caracteriacutesticas de un coalescedor electrostaacutetico

Un deshidratador electrostaacutetico estaacute dividido en 3 secciones Figura 27 La

primera seccioacuten ocupa aproximadamente el 50 de su longitud y es llamada

ldquoSeccioacuten de calentamientordquo La segunda seccioacuten es llamada ldquoSeccioacuten central o

control de nivelrdquo y esta ocupa por alrededor del 10 de su longitud ubicada

adyacente a la seccioacuten de calentamiento La tercera seccioacuten ocupa el 40 de la

longitud del deshidratador y es denominada ldquoSeccioacuten de asentamientordquo del agua

suspendida para producir crudo limpio Las parrillas de electrodos de alto voltaje

estaacuten localizadas en la parte superior del recipiente arriba de la interface agua

aceite

La velocidad de asentamiento por gravedad es muy lenta tal como se expone en

la Ley de Stokes Por ejemplo una gota de agua de 20 micras de diaacutemetro en un

crudo de 33 degAPI a 100 degF y una viscosidad de 65 cp se asienta a una velocidad

de 007 fthr

La moleacutecula de agua es polar (figura 24) por lo tanto un campo eleacutectrico

incrementa la coalescencia de las gotas dispersas en el aceite por dos

mecanismos que actuacutean simultaacuteneamente (Lucas R N 1976)

1 Sometidas a un campo electrostaacutetico las gotas de agua adquieren una carga

eleacutectrica neta

2 La distribucioacuten al azar de las gotas de agua en el seno del aceite al pasar por el

campo electrostaacutetico se alinean con su carga positiva orientada al electrodo

cargado (negativo)

254 TRATAMIENTO TEacuteRMICO

El tratamiento teacutermico constituye un meacutetodo efectivo y econoacutemico para la

deshidratacioacuten del petroacuteleo y en la mayoriacutea de los casos se utiliza para ayudar en

otros procesos Antes de aplicar la transferencia de calor es necesario separar el

agua libre y el gas con el fin de reducir la energiacutea que se debe aplicar para

calentar el petroacuteleo ya que se requiere 350 BTU para calentar un barril de agua

en 1ordmF y solamente se requiere 150 BTU para calentar un barril de crudo El

calentamiento ayuda al rompimiento de las emulsiones debido a que tiene los

siguientes efectos sobre ella

bull Dilata la peliacutecula superficial que rodea a las gotas de agua debilitaacutendola y

facilitaacutendola la coalescencia entre ellas

bull Origina y aumenta el movimiento de las moleacuteculas de agua produciendo

colisiones cada vez maacutes violentas que ayudan tambieacuten al rompimiento de la

peliacutecula superficial que rodea a la moleacutecula de agua

bull Aumenta la diferencia de densidades entre agua y petroacuteleo facilitando tambieacuten

el asentamiento de las gotas de agua

bull Reduce la tensioacuten superficial del agua facilitando la unioacuten de las gotas ya que

tienden a tomar una superficie coacutencava y a ofrecer mayor superficie de contacto

con el petroacuteleo

bull Reduce la viscosidad del petroacuteleo

La aplicacioacuten de calor para romper la emulsioacuten se puede hacer por medio de

intercambiadores de calor calentadores directos o indirectos y tratadores

teacutermicos

2541 Intercambiadores de Calor

Los intercambiadores de calor son dispositivos en los cuales cumplen una funcioacuten

especiacutefica tal como indica su nombre intercambiar calor entre dos fluidos que no

se mezclan En los procesos petroleros el disentildeo exclusivo de los

intercambiadores de calor es el de tubos y coraza debido a su amplio rango de

servicio y su alta resistencia a diversas condiciones de operacioacuten Normalmente la

transferencia de calor se produce por contacto directo del crudo emulsionado y del

fluido que proporcionaraacute calor usualmente el crudo pasa por los tubos y el fluido

de trabajo por la coraza esto ayuda a que exista un contacto total con turbulencia

del fluido de trabajo para quo no exista puntos muertos y que la transferencia de

calor sea maacutes eficiente Los intercambiadores de calor ademaacutes de ser eficientes

teacutermicamente su mantenimiento es faacutecil ya que uacutenicamente se lo realiza maacutes a

menudo al haz de tubos y los costos asociados a este son bajos

2542 Calentadores Directos

Este tipo de calentadores lleva a cabo la transferencia de calor por contacto

directo entre el crudo emulsionado y la superficie del calentador esto permite

manejar grandes voluacutemenes de fluido con un menor consumo de combustible Son

raacutepidos eficientes y de costo relativamente bajo La desventaja es que son

peligrosos a explosioacuten requieren de supervisioacuten constante y desperdician

productos livianos Su principal uso estaacute en calentar emulsiones no corrosivas que

esteacuten en baja presioacuten

2543 Calentadores Indirectos

Este tipo de calentadores la emulsioacuten fluye traveacutes de tubos sumergido en agua

donde la transferencia de calor se produce indirectamente por medio del agua que

estaacute alrededor del quemador y recibe de este el calor

Los calentadores indirectos presentan una ventaja de mantener la temperatura

constante y no presenta peligro de explosioacuten Como desventaja se puede notar

que requiere de varias horas para calentar despueacutes de un periacuteodo inactivo

Haciendo imposible tratar una emulsioacuten inmediatamente Sus capacidades son

aproximadamente de 2000 barriles de emulsioacuten por diacutea para un aumento de

temperatura de 100 ordmF

2544 Tratadores Teacutermicos

Los tratadores teacutermicos son equipos que combinan el proceso de calentamiento

con un sistema de coalescencia que ademaacutes de calentar el fluido se le da un

tiempo de retencioacuten para que se realice la separacioacuten de crudo y agua

emulsionada Son equipos que permiten desgasificar y drenar agua decantada La

norma API 5L recomienda el uso de estos equipos cuando el porcentaje de agua

emulsionada es menor o igual al 20 ademaacutes para una mejor eficiencia del

proceso de deshidratacioacuten es necesario determinar la temperatura a la cual el

crudo alcanza como miacutenimo una viscosidad de 150 SSU (25 ndash 30 Cp)

Tratamiento Mecaacutenico

Existen en la industria petrolera diversos procesos mecaacutenicos y fiacutesicos para

reducir el nivel de agua y sedimentos (AyS) del crudo producido a los liacutemites

establecidos entre operadoras y compradoras Antiguamente se contaban con

medios pocos desarrollados para realizar las labores de deshidratacioacuten de crudo

pero simultaacuteneamente con el desarrollo de la industria y con la consiguiente

necesidad de tratar el petroacuteleo producido se fueron desarrollando nuevas teacutecnicas

tendientes a lograr procesos de tratamiento con resultados tan satisfactorio como

fuera posible

Los principios en las cuales se basan para realizar la separacioacuten fiacutesica de vapor

liacutequidos o soacutelidos son el momentum oacute cantidad de movimiento la fuerza de

gravedad y la coalescencia como ya hemos mencionado Toda separacioacuten puede

emplear uno o maacutes de estos principios pero siempre las fases de los fluidos

deben ser inmiscibles y de diferentes densidades para que ocurra la separacioacuten

Dentro de esta gama de separadores mecaacutenicos se pueden mencionar por ser

los maacutes usados dentro de la industria petrolera los siguientes

A Separadores API

B Calentadores

C Despojadores de agua libre DAL

D Centrifugadores

E Platos Paralelos y Corrugados

En adelante se presentaraacuten algunos de los dispositivos de separacioacuten mecaacutenica

que se acaban de mencionar como lo son los separadores API y calentadores

dejando para capiacutetulos continuos la base teoacuterica de los otros restantes son los de

mayor intereacutes en esta investigacioacuten

A-Separadores API (Maston 1990)

Los separadores API son usados ampliamente en las refineriacuteas y son aceptados

generalmente como la norma en lo que a dispositivos de separacioacuten de

crudoagua se refiere Muchos autores dan recomendaciones de criterios de

disentildeo para estas unidades las cuales estaacuten compuestas de uno o maacutes canales

de flujo con una seccioacuten rectangular tanto horizontal como vertical Estos

recomiendan un ancho de canal de 6 a 20 ft (18 a 61 m) y una profundidad de 3 a

8 ft (091 a 244 m) Tambieacuten la relacioacuten anchoprofundidad esta restringida a

valores de 03 a 05 Modelos experimentales de separadores han mostrado bajas

eficiencias para relaciones anchoprofundidad por debajo de 02 El agua drenada

de los tanques fluye longitudinalmente a traveacutes de este canal mientras que las

gotas de crudo suben a la superficie para ser removidas

El criterio de disentildeo de los API (apeacutendice J) fue concebido para confirmar la

inherente suposicioacuten en este tipo de separadores crudoagua de que el mismo

criterio podriacutea ser aplicado a los DAL horizontales Este criterio incorpora un

disentildeo con diaacutemetro de gota de 0015 cm y asume que la velocidad de asenso

obedece a la ley de Stokes Las especificaciones de los separadores permiten que

las gotas de crudo lleguen a la superficie donde seraacuten removidas al final del

recorrido longitudinal El flujo es un factor intriacutenseco dentro de este criterio de

disentildeo el cual es un factor de compensacioacuten para cortocircuitos y turbulencia

necesaria

B-Calentadores

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

forma en que se aplica el calor

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

directo de la corriente alimentada con el calentador Aunque este tipo presenta

problemas de sedimentos y de corrosioacuten pueden manejar mayores voluacutemenes de

fluidos con menor gasto de combustible que los calentadores indirectos

Estos calentadores directos operan eficientemente en procesos operando en baja

presioacuten y donde los fluidos manejados no son muy corrosivos

El esquema tiacutepico de calentadores-tratadores directos tipo vertical y horizontal

se muestra en las figuras 27 y 28 respectivamente

El disentildeo normal de un tratador-calentador tipo vertical cumple las siguientes

funciones

1 Desgasificado de la emulsioacuten de entrada

2 Remocioacuten de arenas sedimentos y agua libre previo al calentamiento

3 Lavado con agua y calentamiento de la emulsioacuten

4 Coalescencia y asentamiento de las gotas de agua Coalescencia mecaacutenica

puede ser usada en eacutesta seccioacuten

El aceite deshidratado caliente puede ser usado para precalentar la emulsioacuten de

entrada usando un intercambiador de calor

Los calentadores-tratadores no son recomendables para remover grandes

cantidades de agua libre y eacutesta limitante llega a ser maacutes aguda en yacimientos

viejos con gran produccioacuten de agua congeacutenita En estos casos la instalacioacuten previa

de un DAL es una solucioacuten ideal

Las mismas funciones baacutesicas son previstas en un calentador directo tipo

horizontal como se muestra en la figura 29 La alimentacioacuten es parcialmente

desgasificada luego dirigida hacia la parte de abajo para la precipitacioacuten del agua

libre y la arena Despueacutes la alimentacioacuten es calentada y sufre una uacuteltima

desgasificacioacuten Posteriormente a traveacutes de un distribuidor pasa a un colector de

agua para finalmente pasar a la seccioacuten de coalescencia

Las partiacuteculas soacutelidas tales como arena escama productos de corrosioacuten se

depositaraacuten 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 alimentacioacuten

2 Bloquear la transferencia de calor y causar quemado del equipo de

calentamiento

3 Interferir los controles de nivel aacutenodos vaacutelvulas medidores y bombas

Asimismo pueden incrementar el crecimiento bacteriano y la velocidad de

corrosioacuten

Para prevenir la deposicioacuten de estos sedimentos se pueden instalar

hidrojets que operando a 30 psi por arriba de la presioacuten de operacioacuten del

calentador pueden remover los sedimentos para su drenado por la parte inferior

del recipiente

En los calentadores de tipo indirecto primero se calienta un fluido

Posteriormente a traveacutes de un intercambiador de calor el fluido de calentamiento

transfiere calor a la corriente de alimentacioacuten

En este tipo de calentadores disminuye el riesgo de explosioacuten y son utilizados en

instalaciones donde es posible recuperar calor tales como el gas caliente de

salida de las turbinas

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

ventajas

1 Reduce la viscosidad de la fase continua un incremento en la temperatura de

10degF baja la viscosidad de la emulsioacuten por un factor de 2

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

coalescencia

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

4 Promueve una mejor distribucioacuten del desemulsificante

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

Esto se logra manteniendo la temperatura del crudo por arriba de su punto de

nube

6 Debilita la peliacutecula de emulsificante que rodea a las gotas de agua

Sin embargo el calentamiento presenta las siguientes desventajas

1 Provoca la migracioacuten de los compuestos maacutes volaacutetiles del crudo hacia la fase

gaseosa Esta peacuterdida de ligeros en el crudo provoca una disminucioacuten de volumen

del crudo calentado (encogimiento) y una disminucioacuten en su gravedad API

2 Incrementa los costos de combustible

3 Incrementa los riesgos en las instalaciones

4 Requieren mayor instrumentacioacuten y control

5 Causa depoacutesitos de coke

PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN Y DESLADO DEL PETROacuteLEO CRUDO EN

REFINERIacuteA MADERO (PEMEX)

PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN DE LA ESTACIOacuteN DE PRODUCCION

CUYABENO-TRATAMIENTO QUIMICO

31 UBICACIOacuteN Y CONDICIONES DE OPERACIOacuteN

El aacuterea Cuyabeno tiene una estacioacuten de produccioacuten donde se procesa todo el

crudo agua y gas que producen los 21 pozos activos6 de los cuales 13 pozos

producen por bombeo hidraacuteulico (Power Oil BH) y 8 por bombeo electro

sumergible (BES) Este campo maneja actualmente una produccioacuten promedio de

8597 BPD de petroacuteleo de 258 degAPI 24911 BPD de agua de formacioacuten y 2322

MPCGD de gas asociado7 En la figura 31 se muestra la ubicacioacuten geograacutefica del

campo Cuyabeno

DESCRIPCIOacuteN DEL PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN

Luego de la etapa de separacioacuten la mezcla crudo-agua incluyendo el fluido

separado en el equipo trifaacutesico que se vuelve a unir a la descarga de los

separadores bifaacutesicos e ingresa a la bota desgasificadora donde se extrae el

remanente de gas en el fluido el cual es transferido a la tea de baja y por otro la

emulsioacuten crudo-agua a una presioacuten estimada de entre 20-18 psig sigue hacia el

tanque de lavado que tiene una capacidad en volumen de 18130 Bbls (H= 36

pies Oslash= 60 pies) el cual opera con un colchoacuten de agua promedio de 9 pies En

este recipiente por gravedad e inyeccioacuten de quiacutemicos principalmente el

demulsificante separa el crudo del agua El proceso de deshidratacioacuten actual

indica que el agua excedente del colchoacuten operativo (9 pies promedio) es utilizada

una parte para calentarla con un calentador artesanal usando un miacutenimo de gas

liberado desde los separadores de produccioacuten y prueba que pasan por tres

recipientes denominados depuradores o Scrubber tipo vertical donde se libera al

gas del contenido del liacutequido remanente que puede existir el agua caliente se

mezclaraacute con la emulsioacuten crudo-agua a la entrada del tanque de lavado con el fin

de facilitar la deshidratacioacuten a traveacutes de un equipo denominado Mezclador Estaacutetico

y el resto seraacute enviada al sistema de agua de reinyeccioacuten en el Anexo 7 se

muestra el Diagrama de tuberiacutea e Instrumentacioacuten (PG-CCY-M-002)

El equipo de calentamiento instalado es artesanal y por lo

mismo ineficiente en cuanto al gradiente de temperaturas obtenido (5-10degF)8 con

la que se obtiene una temperatura de crudo 112degF resultante de la mezcla no

recomendable para deshidratacioacuten En la figura 33 se muestra calentador de la

estacioacuten de Cuyabeno

331 TIPO DE QUIacuteMICOS INYECTADOS

El Campo Cuyabeno presenta para la deshidratacioacuten de crudo dos puntos

principales para la inyeccioacuten del quiacutemico como son el muacuteltiple de produccioacuten y

prueba como tambieacuten el ingreso a la bota desgasificadora en la Tabla 33 se

detallan los quiacutemicos inyectados como Demulsificante Antiparafiacutenico Dispersante

Soacutelidos Antiespumante ademaacutes en la tabla mencionada se presenta cantidades

inyectadas y costos de cada uno de los quiacutemicos9 Los productos demulsificantes

son utilizados para separar las moleacuteculas de crudo y agua emulsionadas con un

tiempo de contacto en el tanque de lavado para la determinacioacuten de la cantidad

de quiacutemico inyectado es necesario conocer el sistema de recoleccioacuten de crudo a

objeto de caracterizar las corrientes y determinar mediante anaacutelisis de laboratorio

el porcentaje de emulsioacuten tipo de emulsioacuten porcentaje de Agua libre y Gravedad

API (Normas ASTM D4007-2 Determinacioacuten de agua y sedimentos en crudo por

centrifugacioacuten y ASTM D287-92-2000 Determinacioacuten de la Gravedad API en

crudos y derivados Meacutetodo del Hidroacutemetro)

La parafina es una cera soacutelida del petroacuteleo de alto peso molecular (nuacutemero de

aacutetomos de carbonos presentes en el crudo mayor de 18 aacutetomos de carbonos)

tienen una temperatura de ablandamiento desde 60deg F a 215deg F

aproximadamente Dependiendo donde se presente el problema de precipitacioacuten

de parafina se debe seleccionar el punto de inyeccioacuten para separarlo En la

estacioacuten Cuyabeno se inyecta productos quiacutemicos antiparafiacutenico en el muacuteltiple de

produccioacuten

Los productos antiespumantes son utilizados en los crudos tendientes a formar

espuma a objeto de disiparla generalmente se inyectan en el muacuteltiple de

produccioacuten a cierta distancia del producto quiacutemico demulsificante o en la liacutenea de

entrada de los separadores bifaacutesicos o trifaacutesicos Estos productos son utilizados

cuando hay presencia de soacutelidos en el crudo estos soacutelidos estabilizan las

emulsiones y forman altas interfaces en los tanques de lavado lo que es negativo

para la deshidratacioacuten de crudo Los soacutelidos estaacuten impregnados de crudo que se

mantienen en suspensioacuten en la interface crudo-agua la funcioacuten de los

dispersantes de soacutelidos es cambiar la humectabilidad del soacutelido para que este

emigre de la fase acuosa y se separe Es importante conocer mediante anaacutelisis de

laboratorio en contenido de soacutelidos presentes en el crudo asiacute como el origen de

ello dependeraacute la seleccioacuten del producto quiacutemico dispersante Para la inyeccioacuten de

quiacutemicos se utilizan bombas en cumplimiento de la norma API STD 675 ldquoPositive

Displacement Pumps Controlledrdquo y tanques de fibra de vidrio reforzado de acuerdo

a API 12P ldquoSpecification for Fiberglass Reinforced Plastic Tanksrdquo incluyendo

ademaacutes las conexiones de proceso servicio e instrumentacioacuten hasta las vaacutelvulas

de bloqueo yo instrumento final para conectar al sistema de distribucioacuten En la

Figura 34 se observa la disposicioacuten del sistema de inyeccioacuten de quiacutemicos

Emulsiones del tipo owo se refieren a emulsiones consistentes en gotas de aceite

dentro de gotas de agua que estaacuten dispersas en fase continua de aceite Las

emulsiones wow tienen gotas de agua dispersas en gotas de aceite que a su vez

estaacuten dispersas en fase continua de agua El presente trabajo se centra en

emulsiones aguaen aceite porque eacutestas son las maacutes comunes en el manejo de

crudo

En las emulsiones regulares la fase acuosa dispersa es usualmente llamada agua

y sedimento (AyS) y la fase continua es aceite crudo El AyS es principalmente

agua salina sin embargo soacutelidos tales como arena Iodos carbonatos productos

de corrosioacuten y soacutelidos precipitados o disueltos se encuentran tambieacuten presentes

por lo que AyS tambieacuten es llamado agua y sedimento baacutesico (AySB)

Los agentes emulsificadores son numerosos y pueden ser clasificados de la

siguiente manera

1) Compuestos naturales de superficie activa tales como asfaacuteltenos y resinas

conteniendo aacutecidos orgaacutenicos y bases aacutecidos nafteacutenicos aacutecidos carboxiacutelicos

compuestos de sulfuro fenoles cresoles y otros surfactantes naturales de alto

peso molecular

2) Soacutelidos finamente divididos tales como arena arcilla finos de formacioacuten

esquistos Iodos de perforacioacuten fluidos para estimulacioacuten incrustaciones

minerales compuestos de corrosioacuten (por ejemplo sulfuro de fierro oacutexidos)

parafinas asfaacuteltenos precipitados Los fluidos para estimulacioacuten de pozos son

notablemente efectivos para formar emulsiones muy estables

3) Quiacutemicos antildeadidos tales como inhibidores de corrosioacuten biocidas limpiadores

surfactantes y agentes humectantes

Las emulsiones regulares producidas pueden ser clasificadas como duras y

suaves Por definicioacuten una emulsioacuten dura es muy estable y difiacutecil de romper

principalmente porque las gotas dispersas son muy pequentildeas Por otro lado una

emulsioacuten suave o dispersioacuten es inestable y faacutecil de romper En otras palabras

cuando un gran nuacutemero de gotas de agua de gran diaacutemetro estaacuten presentes ellas

a menudo se separan faacutecilmente por la fuerza gravitacional El agua que se separa

en menos de cinco minutos es llamada agua libre

La cantidad de agua remanente emulsificada variacutea en el rango de 0 a 60

volumen En los crudos ligeros (gt20ordm API) las emulsiones contienen tiacutepicamente

de 5 a 20 volumen de agua mientras que en los crudos pesados (lt 20ordm API)

tienen a menudo de 10 a 35 de agua tal como puede observarse en la figura

22 La cantidad de agua libre depende de la relacioacuten aguaaceite y variacutea

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 inyeccioacuten de vapor y la inyeccioacuten de agua a yacimientos son factores que

promueven la formacioacuten de emulsiones

En resumen los problemas de emulsiones en los campos petroleros llegan a ser

maacutes severos que los meacutetodos para incrementar la recuperacioacuten de aceite

211-Estabilidad y Rompimiento de la Emulsioacuten

Desde un punto de vista termodinaacutemico una emulsioacuten es un sistema inestable

Esto es debido que hay una tendencia natural para un sistema liacutequidoliacutequido de

separar y reducir su aacuterea interfacial y por tal su energiacutea interfacial Sin embargo

la mayoriacutea de las emulsiones son estables despueacutes de un periacuteodo de tiempo Las

emulsiones producidas en campo se clasifican en su grado de estabilidad cineacutetica

bull Emulsiones deacutebiles Las que tardan en separarse unos minutos El agua que se

separa se conoce maacutes bien como agua libre

bull Emulsiones medias Se separan en 10 minutos o maacutes

bull Emulsiones fuertes Se separan (algunas veces parcialmente) en horas o diacuteas

Las emulsiones se consideran dispersiones coloidales liacutequidoliacutequido Su

estabilidad cineacutetica es una consecuencia del tamantildeo de gotas y de la presencia de

una peliacutecula interfacial alrededor de las gotas de agua

Las emulsiones pueden ser rotas por tres mecanismos que son sedimentacioacuten

agregacioacuten y coalescencia La sedimentacioacuten se refiere a la caiacuteda de las gotas de

agua en el aceite crudo el agrupamiento de dos o maacutes gotas es llamado

agregacioacuten y por uacuteltimo la coalescencia que ocurre cuando las gotas originales

pierden sus identidades y se funden en gotas maacutes grandes reduciendo el aacuterea de

interfase total

El rompimiento de la emulsioacuten depende de los siguientes paraacutemetros peliacutecula

interfasial viscosidad de la fase continua tamantildeo de la gota relacioacuten de volumen

de fases temperatura ph edad salinidad de la salmuera y tipo de aceite

Peliacutecula Interfasial Las gotas dispersas estaacuten en constante movimiento por lo

tanto frecuentemente colisionan Una peliacutecula interfasial suficientemente fuerte

para evitar la coalescencia es absolutamente necesaria para mantener la

estabilidad de la emulsioacuten

Una mezcla de surfactantes forma un empaque cerrado produciendo una peliacutecula

mecaacutenicamente fuerte

Viscosidad de la Fase Continua Una viscosidad alta en la fase externa

disminuye el coeficiente de difusioacuten y la frecuencia de colisioacuten de las gotas por lo

que se incrementa la estabilidad de la emulsioacuten Una alta concentracioacuten de las

gotas tambieacuten incrementa la viscosidad aparente de la fase continuacutea y estabiliza la

emulsioacuten Las emulsiones son en general fluidos no newtonianos

Tamantildeo de la Gota Gotas muy pequentildeas producen emulsiones maacutes estables

porque las gotas maacutes grandes tienden a atraer a gotas maacutes pequentildeas Una gran

distribucioacuten de tamantildeos de partiacuteculas produce una emulsioacuten menos estable que

una distribucioacuten uniforme de tamantildeo de gota

Como se ha mencionado previamente el tamantildeo de las gotas variacutea desde 1 μm a

maacutes de 50 μm Generalmente las emulsiones tienen una distribucioacuten de las gotas

de agua En la figura 34 se muestran distribuciones tiacutepicas de emulsiones

aguaaceite Estas distribuciones se representan en histogramas o en funciones

de distribucioacuten

Fig 34 Distribucioacuten del tamantildeo de las gotas de una emulsioacuten de crudo

Por lo general las emulsiones que tienen gotas de agua pequentildeas seraacuten maacutes

estables Para separar el agua se tiene que coalescer el agua y mientras maacutes

pequentildeas sean las gotas mayor trabajo costaraacute separarlas La distribucioacuten de los

tamantildeos de las gotas afecta a la viscosidad de la emulsioacuten debido a que esta es

mayor mientras las gotas son maacutes pequentildeas La viscosidad de la emulsioacuten seraacute

mayor cuando la distribucioacuten del tamantildeo de las gotas sea estrecha

Relacioacuten de Volumen de Fase Incrementando el volumen de la fase dispersa se

incrementa el nuacutemero de gotas yo tamantildeo de gota el aacuterea interfasial y la tensioacuten

superficial La distancia de separacioacuten tambieacuten se reduce y esto incrementa la

colisioacuten de las gotas Todos estos factores reducen la estabilidad de la emulsioacuten

Temperatura Usualmente la temperatura tiene un efecto muy fuerte en la

estabilidad de la emulsioacuten Incrementando la temperatura se incrementa la difusioacuten

de las gotas decrece la viscosidad de la fase externa disminuye la peliacutecula

interfasial y se modifica la tensioacuten superficial Todos estos cambios decrementan

la estabilidad de la emulsioacuten

pH La adicioacuten de aacutecidos o bases inorgaacutenicos cambia radicalmente la formacioacuten de

peliacuteculas de asfaacuteltenos y resinas que estabilizan las emulsiones aguaaceite

Ajustando el ph se puede minimizar la estabilidad de la peliacutecula que estabiliza la

emulsioacuten e incrementar la tensioacuten superficial

El pH de la fase agua tiene una fuerte influencia en la estabilidad de la emulsioacuten

Las peliacuteculas riacutegidas de la emulsioacuten contienen aacutecidos orgaacutenicos y bases

asfaltenos con grupos ionizables y soacutelidos

El agregar aacutecidos inorgaacutenicos y bases influencia en la ionizacioacuten en las peliacuteculas

interfaciales y radicalmente cambia las propiedades fiacutesicas de las peliacuteculas El pH

del agua afecta la rigidez de las peliacuteculas interfaciales

El pH tambieacuten influencia en el tipo de emulsioacuten que se forma Un bajo pH (acidez)

generalmente produce emulsiones aguaaceite (que corresponden a peliacuteculas de

soacutelidos mojadas por aceite) sin embargo un pH alto (base) produce emulsiones

aceiteagua (que corresponden a peliacuteculas moacuteviles jabonosas mojadas por agua)

la figura 35 muestra el efecto del pH en la estabilidad de la emulsioacuten para un

crudo de Venezuela

Fig 35 Efecto del pH y de la concentracioacuten de desemulsificante en la estabilidad

de la emulsioacuten

El pH oacuteptimo para desemulsificar es aproximadamente de 10 sin agregar

desemulsificantes La adicioacuten de desemulsificantes aumenta la desemulsificacioacuten

despueacutes de una hora y la separacioacuten completa del agua se logra despueacutes de 24

horas en un rango diverso de pH

La composicioacuten de la salmuera tiene un efecto importante (en relacioacuten con el pH)

en la estabilidad de la emulsioacuten El pH oacuteptimo para una maacutexima estabilidad de la

emulsioacuten depende de las composiciones del crudo y de la salmuera

Edad La edad incrementa la estabilidad de la emulsioacuten porque el tiempo permite

que los surfactantes migren a la interfase de la gota

Esta peliacutecula o piel alrededor de la gota llega a ser maacutes gruesa maacutes fuerte y maacutes

dura La cantidad de agentes emulsificantes se incrementa por oxidacioacuten fotoacutelisis

evaporacioacuten o por la accioacuten de bacterias

Salinidad de la Salmuera La concentracioacuten de la salmuera es un factor

importante en la formacioacuten de emulsiones estables Agua fresca o salmuera con

baja concentracioacuten de sal favorecen la estabilidad de las emulsiones

Por el contrario altas concentraciones de sal provocan peacuterdida en la estabilidad

de las emulsiones

Tipo de Aceite Los crudos con aceite de base parafiacutenica usualmente no forman

emulsiones estables mientras que los crudos nafteacutenicos y de base mixta forman

emulsiones estables Ceras resinas asfaacuteltenos y otros soacutelidos pueden influenciar

la estabilidad de la emulsioacuten En otras palabras el tipo de crudo determina la

cantidad y tipos de emulsificadores naturales

Diferencia de densidad La fuerza neta de gravedad que actuacutea en una gota es

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

continua

Como vemos son muchos los factores que intervienen en la estabilidad y

rompimiento de una emulsioacuten pero el maacutes importante de todos es el de la peliacutecula

interfasial debido a que en eacutesta se encuentran dos fuerzas que se oponen

constantemente

1 La tensioacuten superficial del agua que permite que las gotas pequentildeas formen

gotas mayores las cuales cuando estaacuten suficientemente grandes se asientan por

gravedad

2 La peliacutecula del agente emulsificador que rodea a la gota la cual tiende a evitar

la unioacuten de las gotitas y auacuten en el choque de dos gotas tiende a quedar entre ellas

de manera que no puedan formar una gota maacutes grande

Rompimiento de la Emulsion

La desemulsificacioacuten o separacioacuten del aceite - agua ocurre principalmente en dos

etapas La Floculacioacuten y la Coalescencia La coalescencia ocurre cuando 2 o maacutes

gotas se hacen una dentro de una esfera homogeacutenea Esto pasa por el hecho que

la gota producida tendraacute un volumen igual a pero un aacuterea superficial maacutes pequentildea

que la suma de las gotas originales Tal que esta gota tendraacute una energiacutea de

superficie maacutes baja este estado es maacutes deseable Esto normalmente continuacutea

para formar esferas maacutes grandes hasta que la fase total de aceite es separada del

agua

En la figura 9 Se muestra una emulsioacuten de aceite en agua (gotas de aceite

dispersa en agua) a modo ilustrativo para tener un mejor entendimiento del

proceso de desestabilizacioacuten de una emulsioacuten Sin embargo el tipo de emulsioacuten

que tenemos en el tanque de slop es de agua en aceite (gotas de agua dispersa

en aceite) y su proceso de desestabilizacioacuten es similar tal como se muestra en la

figura 10 y es esta emulsioacuten la que seraacute sometida a tratamiento de

desemulsificacioacuten en friacuteo

La desestabilizacioacuten de este tipo de emulsioacuten (agua en emulsioacuten de aceite)

involucra baacutesicamente tres pasos llamados floculacioacuten seguido por la

sedimentacioacuten de las gotas de agua debido a la diferencia de densidades y

finalmente la coalescencia de las gotas individuales de agua Grandes tamantildeo de

gotas alta diferencia de densidades entre la fase acuosa y de aceite y una baja

viscosidad de la fase continua causan altos rates de sedimentacioacuten Pero si

enfocamos la desestabilizacioacuten desde un punto de vista maacutes detallado tenemos

Floculacioacuten de las gotas para formar un racimo Coalescencia subsiguiente de las

gotas en contacto Separacioacuten de soacutelidos libres de hidrocarburos presentes en

cada gota Agrupacioacuten de soacutelidos dispersados producidos en la separacioacuten

mediante un tiempo de reposo

4211 Floculacioacuten

La floculacioacuten depende de la velocidad de decantacioacuten de las gotas Seguacuten la ley

de Stokes esta velocidad es directamente proporcional al cuadrado del radio de la

gota y a la diferencia de densidades entre la gota de agua y el crudo y es

inversamente a la viscosidad del volumen de liacutequido total Por este hecho la tasa

de decantacioacuten de las gotas es extremadamente corta en un Slop viscoso pesado

ocasionando una emulsioacuten muy estable La importancia de la floculacioacuten tambieacuten

explica la facilidad relativa de desemulsificacioacuten de una emulsioacuten que contiene

gran porcentaje de agua En un sistema de esta naturaleza la intercolisioacuten y

subsiguiente coalescencia de gotas es maacutes probable que en un sistema donde se

contengan una pocas gotas aisladas en un gran volumen de aceite La floculacioacuten

tambieacuten puede ocasionarse por poliacutemeros antifiacutelicos absorbibles en la interfase de

las gotas Un poliacutemero con muacuteltiples segmentos absorbibles puede ocasionar

floculacioacuten al crear puente entre las gotas Una moleacutecula polimeacuterica con

segmentos absorbidos sencillos puede tambieacuten ocasionar floculacioacuten al interactuar

con otros poliacutemeros absorbidos en las distintas gotas Ver figura 11

4212 Coalescencia

Para ldquoromperrdquo estas emulsiones las gotas floculadas tienen que aglomerarse lo

mismo los soacutelidos (coalescer) Las caracteriacutesticas microscoacutepicas de un proceso de

cuales ciencias son bastantes complejas pues involucran la eliminacioacuten de la

peliacutecula gruesa de liacutequido (superior a 1000 A) de la fase continua que separa las

gotas de agua y partiacuteculas soacutelidas en un agregado La peliacutecula que se encuentra

entre las gotas se adelgaza mediante forma uniforme y continua mediante el

drenaje laminar (flujo Reynolds) de la fase externa Este flujo estaacute regido por la

viscosidad y densidad de la fase continua Se trata de un proceso relativamente

lento para emulsiones de Slop muy pesados y viscosos A diferencia de este

descenso lento suave y uniforme del espesor de la peliacutecula eacutesta tambieacuten puede

adelgazarse en forma localizada y discontinuacutea de manera catastroacutefica Este

adelgazamiento localizado se debe a las ondulaciones de la superficie de la gota y

depende de las propiedades de la superficie especiacuteficamente de la viscosidad El

resultado final de este proceso de adelgazamiento es la creacioacuten de un orificio en

la peliacutecula estabilizante o la formacioacuten de una peliacutecula estable

TRATAMIENTO DE CRUDOS

El tratamiento de las emulsiones se realiza en dos etapas baacutesicas la

deshidratacioacuten donde el contenido de agua a 1 o 2 el desalado donde se

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

remanente

Deshidratacioacuten

En esta etapa se remueve el agua libre y las gotas de mayor tamantildeo Los agentes

quiacutemicos 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 emulsioacuten la temperatura del aceite a la entrada del sistema la volatilidad del

aceite y el costo de calentamiento Un diagrama del proceso de deshidratacioacuten se

presenta en la Fig VII4 Se incluyen

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

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 deshidratacioacuten donde el contenido de agua se reduce a 02-2 de

agua

Desalado

En esta segunda etapa el agua residual (02-2) y la salinidad asociada se

reduce mediante la adicioacuten de agua de baja salinidad De acuerdo con los

resultados de campo el volumen de agua de dilucioacuten es aproximadamente 2 oacute 3

veces el volumen de agua residual Sin embargo esta relacioacuten podraacute variar

considerando los siguientes factores

1) La salinidad del agua residual

2) El porcentaje de agua remanente despueacutes de la etapa de deshidratacioacuten

3) La salinidad del agua de dilucioacuten

4) Eficiencia del mezclado del agua de dilucioacuten con la emulsioacuten

5) Contenido de sal requerido al final del tratamiento

La deshidratacioacuten y desalado de crudos deben combinarse aunque no

siempre en la misma planta para mantener el agua y la sal dentro de

especificaciones Los valores maacuteximos generalmente aceptados son 10 de

agua y 100 LMB para manejarse en oleoductos y 01 de agua y 20 LMB para

refinacioacuten o exportacioacuten

DESHIDRATACIOacuteN DEL PETROacuteLEO

La Deshidratacioacuten del Petroacuteleo es el proceso mediante el cual se separa el agua

asociada con el petroacuteleo ya sea en forma emulsionada o libre hasta lograr reducir

su contenido a un porcentaje previamente especificado Generalmente este

porcentaje es igual o inferior al 1 de agua

241 FORMACIOacuteN DE EMULSIONES

Una emulsioacuten es una mezcla de dos liacutequidos inmiscibles es decir liacutequidos bajo

condiciones normales no se mezclan Uno de los liacutequidos se encuentra dispersado

dentro del otro en forma de gotas muy pequentildeas tal como se puede observar en

la Figura 25 pueden variar en tamantildeo desde partiacuteculas como 000001 mm En el

proceso de extraccioacuten de petroacuteleo la mezcla bifaacutesica petroacuteleo crudo y agua se

desplazan en un medio poroso a una velocidad del orden de 1 piediacutea lo que

significa que es insuficiente para que se forme una emulsioacuten

Sin embargo el arreglo de tuberiacuteas y accesorios (bombas equipos auxiliares

vaacutelvulas codos) producen una agitacioacuten suficiente para que el agua se mezcle

con el petroacuteleo y forme asiacute una emulsioacuten

Existen tres requisitos esenciales para formar una emulsioacuten WO (waacuteter and oil)

bull Dos liacutequidos inmiscibles como es el caso agua y petroacuteleo

bull Agitacioacuten suficiente para dispersar partiacuteculas de un liacutequido al otro

bull Un agente emulsionante para estabilizar gotas dispersas en la fase continuacutea

En los campos petroleros las emulsiones de agua en aceite (WO) son llamadas

emulsiones directas mientras que las emulsiones de aceite en agua (OW) son

llamadas emulsiones inversas Esta clasificacioacuten simple no siempre es adecuada

ya que emulsiones muacuteltiples o complejas (oWO oacute wOW) pueden tambieacuten

ocurrir

242 FACTORES DE INFLUENCIA EN LA FORMACIOacuteN DE EMULSIONES

2422 Agentes Emulsionantes

Los agentes emulsionantes son numerosos y pueden ser clasificados de la

siguiente manera

bull Compuestos naturales surfactantes tales como asfaltenos y resinas conteniendo

aacutecidos orgaacutenicos y bases aacutecidos nafteacutenicos aacutecidos carboxiacutelicos compuestos de

azufre fenoles cresoles y otros surfactantes naturales de alto peso molecular

bull Soacutelidos finamente divididos tales como arena arcilla lodos de perforacioacuten

fluidos para estimulacioacuten incrustaciones minerales productos de la corrosioacuten (por

ejemplo sulfuro de hierro oacutexidos) parafinas asfaltenos precipitados Los fluidos

para estimulacioacuten de pozos pueden contribuir a formar emulsiones muy estables

bull Quiacutemicos de produccioacuten antildeadidos tales como inhibidores de corrosioacuten biocidas

limpiadores surfactantes y agentes humectantes

2423 Fases de una emulsioacuten

En una emulsioacuten el liacutequido dispensado dentro de otro en forma de gotas

pequentildeas se conoce como la fase dispersada o fase interna El liacutequido que

circunda de las gotas dispersadas se conoce como la fase continua o fase

externa Una emulsioacuten de petroacuteleo y agua puede tener cualquiera de los liacutequidos

como fase dispersa dependiendo de las caracteriacutesticas del agente emulsificante

Pero la mayoriacutea de los casos es el agua la que estaacute dispersa en forma de gotas en

el petroacuteleo Las emulsiones pueden contener desde una traza hasta un 90 o maacutes

de agua Pueden ser finas oacute gruesas dependiendo de muchos factores que

incluyen las propiedades de los liacutequidos el porcentaje de cada uno y el tipo y la

cantidad de emulsificador presente

En raras ocasiones las emulsiones producidas en los campos son reversas o

invertidas es decir donde la fase dispersa es una gota de emulsioacuten petroacuteleo-agua

y la fase continua en petroacuteleo En la Figura 26 podemos estimar el porcentaje de

agua emulsionada contenida en el petroacuteleo

25 MEacuteTODOS DE TRATAMIENTO DE DESHIDRATACIOacuteN

La comercializacioacuten de petroacuteleo despueacutes de haber sido tratada debe cumplir

exigencias miacutenimas de calidad en cuanto a contenido de agua y sedimentos

(BSampW) y contenido de la sal (libras por mil barriles de petroacuteleo) En general las

refineriacuteas del no aceptan petroacuteleos crudos con valor BSampW superior al 1 o

contenidos de sal por encima de 15 libras por cada mil barriles de crudo Con el fin

de que el petroacuteleo cumpla con las condiciones de calidad es necesario tratar las

emulsiones para romperlas Para romper una emulsioacuten se debe debilitar

neutralizar o destruir la sustancia emulsificante con el fin de que las gotas de

agua puedan unirse y precipitarse por gravedad Las instalaciones tiacutepicas

disponen de varios meacutetodos como son los que se especifica a continuacioacuten

Tratamiento quiacutemico

Tratamiento gravitacional

Tratamiento electrostaacutetico

Tratamiento teacutermico

251 TRATAMIENTO QUIacuteMICO

El tratamiento quiacutemico consiste en agregar a la emulsioacuten ciertas sustancias

quiacutemicas conocidas como ldquoagentes demulsificantesrdquo las cuales se concentran

para atacar la sustancia emulsificante y destruir la emulsioacuten Los demulsificantes

tienen tres acciones principales

1 Fuerte atraccioacuten hacia la interface aceite-agua ellos deben desplazar o

neutralizar a los emulsificadores presentes en la peliacutecula de la interfase

2 Floculacioacuten neutralizan las cargas eleacutectricas repulsivas entre las gotas

dispersas permitiendo el contacto de las mismas

3 Coalescencia permiten que pequentildeas gotas se unan a gotas maacutes grandes que

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

rodea y estabiliza las gotas sea rota

Los demulsificantes son insolubles con el agua pero solubles en aceite esto sirve

para que puedan dispersarse y alcancen las gotas de agua en la fase crudo-agua

2511 Rangos de dosificacioacuten

La dosificacioacuten en forma de choque no es muy recomendable se debe realizar en

forma continua en la relacioacuten determinada en campo o en pruebas de laboratorio

(pruebas de botella5 2512 Seleccioacuten del tipo de demulsificante ) Los rangos de

dosificacioacuten 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

dosificacioacuten que los crudos ligeros

El exceso de dosificacioacuten de demulsificante incrementa los costos de tratamiento

incrementa el aceite contenido en el agua de formacioacuten puede estabilizar aun maacutes

la emulsioacuten regular (WO) y puede producir emulsiones inversas (OW)

2512 Seleccioacuten del tipo de demulsificante

La seleccioacuten de demulsificante se realiza mediante pruebas empiacutericas llamadas

pruebas de botella cuyo meacutetodo es especificado en la norma API MPMS 104

Las teoriacuteas de coacutemo actuacutean los desemulsificantes estaacuten incompletas

Estas teoriacuteas fallan al pretender explicar el funcionamiento de los diferentes tipos

de compuestos quiacutemicos Sin embargo dos generalidades son vaacutelidas

Primero los desemulsificantes efectivos tienen alto peso molecular que son

comparables a los surfactantes naturales Segundo usados como emulsificadores

los desemulsificantes tienden a producir emulsiones inversas(ow)

Una teoriacutea tradicional acerca de coacutemo trabajan los desemulsificantes es que ellos

neutralizan a los agentes emulsificadores en otras palabras rompen las

emulsiones wo al tender en forma natural a formar emulsiones ow Otra

explicacioacuten es que los desemulsificantes hacen que la peliacutecula que rodea a la gota

de agua se vuelva muy riacutegida o se contraiga para finalmente romperse

Los productos quiacutemicos desemulsificantes pueden caracterizarse como sigue

Esteres son buenos deshidratadores provocan una asentamiento lento de

las gotas de agua pero al sobre dosificarse provocan emulsiones inversas

(ow)

Di-epoacutexicos son excelentes deshidratadores pero provocan un

asentamiento lento de las gotas de agua

Uretanos buenos deshidratadores provocan un asentamiento lento de las

gotas de agua

Resinas son buenos deshidratadores provocan un asentamiento raacutepido de

las gotas de agua dan un agua separada limpia

Polialquilenos pobres deshidratadores lento asentamiento de las gotas de

agua

Glicoles requiere mezclarse con otros para aplicarse

Sulfonatos buenos humectantes de soacutelidos y tiene capacidad para el

asentamiento de las gotas de agua sobre dosificaacutendose no causa

emulsiones inversas (ow) pero pueden causar la precipitacioacuten de

partiacuteculas de sulfuro de fierro en el agua separada

Poliesteraminas agentes de superficie activa violentos deshidratan en

bajas dosificaciones al sobredosificarse producen emulsiones inversas

(ow)

Oxialquilados buenos agentes humectantes son usados en mezclas

Poliaminas son lentos en el asentamiento de las gotas de agua

Alcanolaminas son raacutepidos en el asentamiento de las gotas de agua

Un soacutelo compuesto quiacutemico no puede proveer las tres acciones requeridas

anteriormente citadas por lo que los desemulsificantes comerciales son una

mezcla de varios desemulsificantes baacutesicos (30-60 ) maacutes la adicioacuten de solventes

adecuados tales como nafta aromaacutetica pesada benceno tolueno o alcohol

isopropiacutelico para obtener un liacutequido que fluya a la menor temperatura esperada

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

puedan difundirse raacutepidamente a traveacutes de la fase de aceite y alcancen las gotas

de agua

Por el contrario los desemulsificantes para emulsiones inversas ow son muy

solubles en agua Comuacutenmente son poliaminas cuaternarias de amonio de alto

peso molecular mezcladas con aluminio hierro o cloruro de zinc

Los desemulsificantes deben ser dosificados en forma continua en la relacioacuten

determinada por pruebas de botella yo pruebas de campo La dosificacioacuten en

forma de choque no es muy recomendable Los rangos de dosificacioacuten 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 dosificacioacuten que los crudos

ligeros El exceso de dosificacioacuten de desemulsificante incrementa los costos de

tratamiento incrementa el aceite contenido en la salmuera separada puede

estabilizar auacuten maacutes la emulsioacuten regular (aguaaceite) y puede producir emulsiones

inversas (aceiteagua)

Los desemulsificantes deben ser inyectados tan temprano como sea posible (en el

fondo o en la cabeza del pozo) Esto permite maacutes tiempo de contacto y puede

prevenir la formacioacuten de emulsioacuten corriente abajo

La inyeccioacuten de desemulsificante antes de una bomba asegura un adecuado

contacto con el crudo y minimiza la formacioacuten de emulsioacuten por la accioacuten de la

bomba

La seleccioacuten y preparacioacuten del tipo de desemulsificante debe coincidir con el

recipiente de tratamiento de la emulsioacuten Los tanque de lavado que tienen largo

tiempo de retencioacuten (8-24 horas) requieren desemulsificantes de accioacuten lenta Por

otro lado los tratadores-calentadores y las unidades electrostaacuteticas con corto

tiempo de retencioacuten (15-60 minutos) requieren desemulsificantes de accioacuten muy

raacutepida Problemas como precipitacioacuten de parafinas en climas friacuteos incremento de

soacutelidos por workovers y adicioacuten de compuestos quiacutemicos para estimulacioacuten de

pozos pueden requerir el cambio del desemulsificante de liacutenea

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

permitir su completa identificacioacuten seleccionar el desemulsificante maacutes adecuado

es un arte y una ciencia La seleccioacuten estaacute basada en pruebas empiacutericas de

descrito en el meacutetodo API MPMS 104 (1988)

Obviamente para el eacutexito de la prueba de botella se requiere de una buena

muestra de la emulsioacuten del sistema Para que una muestra sea buena debe reunir

las siguientes caracteriacutesticas

1 Debe ser representativa de la corriente

2 Debe ser un compuesto de la produccioacuten de los pozos individuales que estaacuten

alimentando al tratador

3 Contener cantidades representativas de los quiacutemicos presentes en el sistema

tales como inhibidores de corrosioacuten y parafinas

4 Debe ser fresca para evitar la estabilizacioacuten por envejecimiento de la emulsioacuten

El tratamiento quiacutemico en general ofrece las siguientes ventajas

1 La formacioacuten de las emulsiones puede ser completamente prevenida

dosificando los desemulsificantes desde una etapa temprana del tratamiento

2 La emulsioacuten puede ser rota en friacuteo reduciendo los costos de calentamiento de

la emulsioacuten y la peacuterdida de gravedad asociada con el calentamiento

Las desventajas del tratamiento quiacutemico son

1 Una sobredosificacioacuten puede producir nuevas emulsiones que son a menudo

maacutes difiacuteciles de romper que las emulsiones originales

2 No siempre es econoacutemico romper las emulsiones soacutelo con el tratamiento

quiacutemico generalmente es necesario el uso de energiacutea adicional como

calentamiento o electricidad para reducir los costos del tratamiento quiacutemico

252 TRATAMIENTO GRAVITACIONAL

El meacutetodo por asentamiento gravitacional que consiste en la demulsificacioacuten del

agua en el crudo mediante tiempo de retencioacuten y diferencia de densidades se lleva

a cabo en dos diferentes equipos Eliminadores de agua libre (FWKO) y Tanque

de lavado (Wash Tank) Los eliminadores de agua libre (FWKO) sirven para

remover grandes cantidades de agua no emulsionada en la corriente de los fluidos

que llega a la estacioacuten desde los pozos productores y se asientan faacutecilmente en

menos de 5-20 minutos Estos recipientes se encuentran disentildeados bajo la norma

ASME SECCTION VIII

div 1 y en su parte interna estaacute constituido por bafles para direccionar los fluidos

y platos de coalescencia para deshidratar el gas natural El petroacuteleo separado del

agua libre al contener un porcentaje de agua emulsionada que variacutea entre 1 a 30

de BSW (corte de agua) lo cual implica tratarlo en otro sistema que es el tanque

de lavado (Wash Tank) estos tanques operan con la mitad de agua (colchoacuten de

agua) y la otra parte es petroacuteleo El crudo emulsionado entra en la parte inferior a

una altura de 3 pies de lo cual implica que el agua llegue con el crudo y entre en

contacto con el agua del tanque de lavado con lo que se lleva a cabo la

coalescencia del agua mediante el flujo que se ve forzada por bafles internos de la

cual permite incrementar el tempo de retencioacuten Los tanques de lavado se

encuentran disentildeados bajo la norma API 650 El tratamiento quiacutemico el tiempo de

retencioacuten del tanque de lavado y la diferencia de densidades del petroacuteleo y la

emulsioacuten permite que el petroacuteleo ascienda en la parte superior a formar parte de

la zona del petroacuteleo deshidratado este proceso de deshidratacioacuten en el tanque de

lavado se lleva a cabo en un tiempo de residencia que puede estar entre 3 y 36

horas

253 TRATAMIENTO ELECTROSTAacuteTICO

Cuando el crudo cuya gravedad se encuentran por debajo de los 12deg API ya no

resulta rentable utilizar los tanques de lavado para su deshidratacioacuten debido a su

velocidad de asentamiento para estos casos es necesariamente utilizar el meacutetodo

de deshidratacioacuten electrostaacutetica Este meacutetodo se basa principalmente por el efecto

que produce un campo eleacutectrico en la velocidad de asentamiento de las partiacuteculas

de agua contenidas en la emulsioacuten

2531 Principio electrostaacutetico de coalescencia

Este principio se basa en la estructura de la moleacutecula de agua Esta moleacutecula

responde a un campo eleacutectrico por su configuracioacuten Las gotas de agua que se

encuentran dispersas en el petroacuteleo formando la emulsioacuten estas gotas de agua

en su forma natural son esfeacutericas y se encuentran en el estado maacutes bajo de

energiacutea libre Por lo tanto la gota no es dipolar en su estado natural Sin embargo

al aplicarse un campo eleacutectrico se hace dipolar En este caso la gota pasa de una

forma esfeacuterica a una elipsoidal Las cargas positivas se encuentran en un extremo

del elipsoide y las cargas negativas en el otro extremo Cuando se produce la

elongacioacuten para que la gota alcance la forma elipsoidal se afecta la peliacutecula

superficial de la gota haciendo que las gotas adyacentes de diferente polaridad

eleacutectrica se atraigan y choquen formando asiacute la coalescencia dando origen a una

gota maacutes grande que cae con mayor rapidez

2532 Caracteriacutesticas de un coalescedor electrostaacutetico

Un deshidratador electrostaacutetico estaacute dividido en 3 secciones Figura 27 La

primera seccioacuten ocupa aproximadamente el 50 de su longitud y es llamada

ldquoSeccioacuten de calentamientordquo La segunda seccioacuten es llamada ldquoSeccioacuten central o

control de nivelrdquo y esta ocupa por alrededor del 10 de su longitud ubicada

adyacente a la seccioacuten de calentamiento La tercera seccioacuten ocupa el 40 de la

longitud del deshidratador y es denominada ldquoSeccioacuten de asentamientordquo del agua

suspendida para producir crudo limpio Las parrillas de electrodos de alto voltaje

estaacuten localizadas en la parte superior del recipiente arriba de la interface agua

aceite

La velocidad de asentamiento por gravedad es muy lenta tal como se expone en

la Ley de Stokes Por ejemplo una gota de agua de 20 micras de diaacutemetro en un

crudo de 33 degAPI a 100 degF y una viscosidad de 65 cp se asienta a una velocidad

de 007 fthr

La moleacutecula de agua es polar (figura 24) por lo tanto un campo eleacutectrico

incrementa la coalescencia de las gotas dispersas en el aceite por dos

mecanismos que actuacutean simultaacuteneamente (Lucas R N 1976)

1 Sometidas a un campo electrostaacutetico las gotas de agua adquieren una carga

eleacutectrica neta

2 La distribucioacuten al azar de las gotas de agua en el seno del aceite al pasar por el

campo electrostaacutetico se alinean con su carga positiva orientada al electrodo

cargado (negativo)

254 TRATAMIENTO TEacuteRMICO

El tratamiento teacutermico constituye un meacutetodo efectivo y econoacutemico para la

deshidratacioacuten del petroacuteleo y en la mayoriacutea de los casos se utiliza para ayudar en

otros procesos Antes de aplicar la transferencia de calor es necesario separar el

agua libre y el gas con el fin de reducir la energiacutea que se debe aplicar para

calentar el petroacuteleo ya que se requiere 350 BTU para calentar un barril de agua

en 1ordmF y solamente se requiere 150 BTU para calentar un barril de crudo El

calentamiento ayuda al rompimiento de las emulsiones debido a que tiene los

siguientes efectos sobre ella

bull Dilata la peliacutecula superficial que rodea a las gotas de agua debilitaacutendola y

facilitaacutendola la coalescencia entre ellas

bull Origina y aumenta el movimiento de las moleacuteculas de agua produciendo

colisiones cada vez maacutes violentas que ayudan tambieacuten al rompimiento de la

peliacutecula superficial que rodea a la moleacutecula de agua

bull Aumenta la diferencia de densidades entre agua y petroacuteleo facilitando tambieacuten

el asentamiento de las gotas de agua

bull Reduce la tensioacuten superficial del agua facilitando la unioacuten de las gotas ya que

tienden a tomar una superficie coacutencava y a ofrecer mayor superficie de contacto

con el petroacuteleo

bull Reduce la viscosidad del petroacuteleo

La aplicacioacuten de calor para romper la emulsioacuten se puede hacer por medio de

intercambiadores de calor calentadores directos o indirectos y tratadores

teacutermicos

2541 Intercambiadores de Calor

Los intercambiadores de calor son dispositivos en los cuales cumplen una funcioacuten

especiacutefica tal como indica su nombre intercambiar calor entre dos fluidos que no

se mezclan En los procesos petroleros el disentildeo exclusivo de los

intercambiadores de calor es el de tubos y coraza debido a su amplio rango de

servicio y su alta resistencia a diversas condiciones de operacioacuten Normalmente la

transferencia de calor se produce por contacto directo del crudo emulsionado y del

fluido que proporcionaraacute calor usualmente el crudo pasa por los tubos y el fluido

de trabajo por la coraza esto ayuda a que exista un contacto total con turbulencia

del fluido de trabajo para quo no exista puntos muertos y que la transferencia de

calor sea maacutes eficiente Los intercambiadores de calor ademaacutes de ser eficientes

teacutermicamente su mantenimiento es faacutecil ya que uacutenicamente se lo realiza maacutes a

menudo al haz de tubos y los costos asociados a este son bajos

2542 Calentadores Directos

Este tipo de calentadores lleva a cabo la transferencia de calor por contacto

directo entre el crudo emulsionado y la superficie del calentador esto permite

manejar grandes voluacutemenes de fluido con un menor consumo de combustible Son

raacutepidos eficientes y de costo relativamente bajo La desventaja es que son

peligrosos a explosioacuten requieren de supervisioacuten constante y desperdician

productos livianos Su principal uso estaacute en calentar emulsiones no corrosivas que

esteacuten en baja presioacuten

2543 Calentadores Indirectos

Este tipo de calentadores la emulsioacuten fluye traveacutes de tubos sumergido en agua

donde la transferencia de calor se produce indirectamente por medio del agua que

estaacute alrededor del quemador y recibe de este el calor

Los calentadores indirectos presentan una ventaja de mantener la temperatura

constante y no presenta peligro de explosioacuten Como desventaja se puede notar

que requiere de varias horas para calentar despueacutes de un periacuteodo inactivo

Haciendo imposible tratar una emulsioacuten inmediatamente Sus capacidades son

aproximadamente de 2000 barriles de emulsioacuten por diacutea para un aumento de

temperatura de 100 ordmF

2544 Tratadores Teacutermicos

Los tratadores teacutermicos son equipos que combinan el proceso de calentamiento

con un sistema de coalescencia que ademaacutes de calentar el fluido se le da un

tiempo de retencioacuten para que se realice la separacioacuten de crudo y agua

emulsionada Son equipos que permiten desgasificar y drenar agua decantada La

norma API 5L recomienda el uso de estos equipos cuando el porcentaje de agua

emulsionada es menor o igual al 20 ademaacutes para una mejor eficiencia del

proceso de deshidratacioacuten es necesario determinar la temperatura a la cual el

crudo alcanza como miacutenimo una viscosidad de 150 SSU (25 ndash 30 Cp)

Tratamiento Mecaacutenico

Existen en la industria petrolera diversos procesos mecaacutenicos y fiacutesicos para

reducir el nivel de agua y sedimentos (AyS) del crudo producido a los liacutemites

establecidos entre operadoras y compradoras Antiguamente se contaban con

medios pocos desarrollados para realizar las labores de deshidratacioacuten de crudo

pero simultaacuteneamente con el desarrollo de la industria y con la consiguiente

necesidad de tratar el petroacuteleo producido se fueron desarrollando nuevas teacutecnicas

tendientes a lograr procesos de tratamiento con resultados tan satisfactorio como

fuera posible

Los principios en las cuales se basan para realizar la separacioacuten fiacutesica de vapor

liacutequidos o soacutelidos son el momentum oacute cantidad de movimiento la fuerza de

gravedad y la coalescencia como ya hemos mencionado Toda separacioacuten puede

emplear uno o maacutes de estos principios pero siempre las fases de los fluidos

deben ser inmiscibles y de diferentes densidades para que ocurra la separacioacuten

Dentro de esta gama de separadores mecaacutenicos se pueden mencionar por ser

los maacutes usados dentro de la industria petrolera los siguientes

A Separadores API

B Calentadores

C Despojadores de agua libre DAL

D Centrifugadores

E Platos Paralelos y Corrugados

En adelante se presentaraacuten algunos de los dispositivos de separacioacuten mecaacutenica

que se acaban de mencionar como lo son los separadores API y calentadores

dejando para capiacutetulos continuos la base teoacuterica de los otros restantes son los de

mayor intereacutes en esta investigacioacuten

A-Separadores API (Maston 1990)

Los separadores API son usados ampliamente en las refineriacuteas y son aceptados

generalmente como la norma en lo que a dispositivos de separacioacuten de

crudoagua se refiere Muchos autores dan recomendaciones de criterios de

disentildeo para estas unidades las cuales estaacuten compuestas de uno o maacutes canales

de flujo con una seccioacuten rectangular tanto horizontal como vertical Estos

recomiendan un ancho de canal de 6 a 20 ft (18 a 61 m) y una profundidad de 3 a

8 ft (091 a 244 m) Tambieacuten la relacioacuten anchoprofundidad esta restringida a

valores de 03 a 05 Modelos experimentales de separadores han mostrado bajas

eficiencias para relaciones anchoprofundidad por debajo de 02 El agua drenada

de los tanques fluye longitudinalmente a traveacutes de este canal mientras que las

gotas de crudo suben a la superficie para ser removidas

El criterio de disentildeo de los API (apeacutendice J) fue concebido para confirmar la

inherente suposicioacuten en este tipo de separadores crudoagua de que el mismo

criterio podriacutea ser aplicado a los DAL horizontales Este criterio incorpora un

disentildeo con diaacutemetro de gota de 0015 cm y asume que la velocidad de asenso

obedece a la ley de Stokes Las especificaciones de los separadores permiten que

las gotas de crudo lleguen a la superficie donde seraacuten removidas al final del

recorrido longitudinal El flujo es un factor intriacutenseco dentro de este criterio de

disentildeo el cual es un factor de compensacioacuten para cortocircuitos y turbulencia

necesaria

B-Calentadores

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

forma en que se aplica el calor

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

directo de la corriente alimentada con el calentador Aunque este tipo presenta

problemas de sedimentos y de corrosioacuten pueden manejar mayores voluacutemenes de

fluidos con menor gasto de combustible que los calentadores indirectos

Estos calentadores directos operan eficientemente en procesos operando en baja

presioacuten y donde los fluidos manejados no son muy corrosivos

El esquema tiacutepico de calentadores-tratadores directos tipo vertical y horizontal

se muestra en las figuras 27 y 28 respectivamente

El disentildeo normal de un tratador-calentador tipo vertical cumple las siguientes

funciones

1 Desgasificado de la emulsioacuten de entrada

2 Remocioacuten de arenas sedimentos y agua libre previo al calentamiento

3 Lavado con agua y calentamiento de la emulsioacuten

4 Coalescencia y asentamiento de las gotas de agua Coalescencia mecaacutenica

puede ser usada en eacutesta seccioacuten

El aceite deshidratado caliente puede ser usado para precalentar la emulsioacuten de

entrada usando un intercambiador de calor

Los calentadores-tratadores no son recomendables para remover grandes

cantidades de agua libre y eacutesta limitante llega a ser maacutes aguda en yacimientos

viejos con gran produccioacuten de agua congeacutenita En estos casos la instalacioacuten previa

de un DAL es una solucioacuten ideal

Las mismas funciones baacutesicas son previstas en un calentador directo tipo

horizontal como se muestra en la figura 29 La alimentacioacuten es parcialmente

desgasificada luego dirigida hacia la parte de abajo para la precipitacioacuten del agua

libre y la arena Despueacutes la alimentacioacuten es calentada y sufre una uacuteltima

desgasificacioacuten Posteriormente a traveacutes de un distribuidor pasa a un colector de

agua para finalmente pasar a la seccioacuten de coalescencia

Las partiacuteculas soacutelidas tales como arena escama productos de corrosioacuten se

depositaraacuten 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 alimentacioacuten

2 Bloquear la transferencia de calor y causar quemado del equipo de

calentamiento

3 Interferir los controles de nivel aacutenodos vaacutelvulas medidores y bombas

Asimismo pueden incrementar el crecimiento bacteriano y la velocidad de

corrosioacuten

Para prevenir la deposicioacuten de estos sedimentos se pueden instalar

hidrojets que operando a 30 psi por arriba de la presioacuten de operacioacuten del

calentador pueden remover los sedimentos para su drenado por la parte inferior

del recipiente

En los calentadores de tipo indirecto primero se calienta un fluido

Posteriormente a traveacutes de un intercambiador de calor el fluido de calentamiento

transfiere calor a la corriente de alimentacioacuten

En este tipo de calentadores disminuye el riesgo de explosioacuten y son utilizados en

instalaciones donde es posible recuperar calor tales como el gas caliente de

salida de las turbinas

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

ventajas

1 Reduce la viscosidad de la fase continua un incremento en la temperatura de

10degF baja la viscosidad de la emulsioacuten por un factor de 2

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

coalescencia

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

4 Promueve una mejor distribucioacuten del desemulsificante

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

Esto se logra manteniendo la temperatura del crudo por arriba de su punto de

nube

6 Debilita la peliacutecula de emulsificante que rodea a las gotas de agua

Sin embargo el calentamiento presenta las siguientes desventajas

1 Provoca la migracioacuten de los compuestos maacutes volaacutetiles del crudo hacia la fase

gaseosa Esta peacuterdida de ligeros en el crudo provoca una disminucioacuten de volumen

del crudo calentado (encogimiento) y una disminucioacuten en su gravedad API

2 Incrementa los costos de combustible

3 Incrementa los riesgos en las instalaciones

4 Requieren mayor instrumentacioacuten y control

5 Causa depoacutesitos de coke

PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN Y DESLADO DEL PETROacuteLEO CRUDO EN

REFINERIacuteA MADERO (PEMEX)

PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN DE LA ESTACIOacuteN DE PRODUCCION

CUYABENO-TRATAMIENTO QUIMICO

31 UBICACIOacuteN Y CONDICIONES DE OPERACIOacuteN

El aacuterea Cuyabeno tiene una estacioacuten de produccioacuten donde se procesa todo el

crudo agua y gas que producen los 21 pozos activos6 de los cuales 13 pozos

producen por bombeo hidraacuteulico (Power Oil BH) y 8 por bombeo electro

sumergible (BES) Este campo maneja actualmente una produccioacuten promedio de

8597 BPD de petroacuteleo de 258 degAPI 24911 BPD de agua de formacioacuten y 2322

MPCGD de gas asociado7 En la figura 31 se muestra la ubicacioacuten geograacutefica del

campo Cuyabeno

DESCRIPCIOacuteN DEL PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN

Luego de la etapa de separacioacuten la mezcla crudo-agua incluyendo el fluido

separado en el equipo trifaacutesico que se vuelve a unir a la descarga de los

separadores bifaacutesicos e ingresa a la bota desgasificadora donde se extrae el

remanente de gas en el fluido el cual es transferido a la tea de baja y por otro la

emulsioacuten crudo-agua a una presioacuten estimada de entre 20-18 psig sigue hacia el

tanque de lavado que tiene una capacidad en volumen de 18130 Bbls (H= 36

pies Oslash= 60 pies) el cual opera con un colchoacuten de agua promedio de 9 pies En

este recipiente por gravedad e inyeccioacuten de quiacutemicos principalmente el

demulsificante separa el crudo del agua El proceso de deshidratacioacuten actual

indica que el agua excedente del colchoacuten operativo (9 pies promedio) es utilizada

una parte para calentarla con un calentador artesanal usando un miacutenimo de gas

liberado desde los separadores de produccioacuten y prueba que pasan por tres

recipientes denominados depuradores o Scrubber tipo vertical donde se libera al

gas del contenido del liacutequido remanente que puede existir el agua caliente se

mezclaraacute con la emulsioacuten crudo-agua a la entrada del tanque de lavado con el fin

de facilitar la deshidratacioacuten a traveacutes de un equipo denominado Mezclador Estaacutetico

y el resto seraacute enviada al sistema de agua de reinyeccioacuten en el Anexo 7 se

muestra el Diagrama de tuberiacutea e Instrumentacioacuten (PG-CCY-M-002)

El equipo de calentamiento instalado es artesanal y por lo

mismo ineficiente en cuanto al gradiente de temperaturas obtenido (5-10degF)8 con

la que se obtiene una temperatura de crudo 112degF resultante de la mezcla no

recomendable para deshidratacioacuten En la figura 33 se muestra calentador de la

estacioacuten de Cuyabeno

331 TIPO DE QUIacuteMICOS INYECTADOS

El Campo Cuyabeno presenta para la deshidratacioacuten de crudo dos puntos

principales para la inyeccioacuten del quiacutemico como son el muacuteltiple de produccioacuten y

prueba como tambieacuten el ingreso a la bota desgasificadora en la Tabla 33 se

detallan los quiacutemicos inyectados como Demulsificante Antiparafiacutenico Dispersante

Soacutelidos Antiespumante ademaacutes en la tabla mencionada se presenta cantidades

inyectadas y costos de cada uno de los quiacutemicos9 Los productos demulsificantes

son utilizados para separar las moleacuteculas de crudo y agua emulsionadas con un

tiempo de contacto en el tanque de lavado para la determinacioacuten de la cantidad

de quiacutemico inyectado es necesario conocer el sistema de recoleccioacuten de crudo a

objeto de caracterizar las corrientes y determinar mediante anaacutelisis de laboratorio

el porcentaje de emulsioacuten tipo de emulsioacuten porcentaje de Agua libre y Gravedad

API (Normas ASTM D4007-2 Determinacioacuten de agua y sedimentos en crudo por

centrifugacioacuten y ASTM D287-92-2000 Determinacioacuten de la Gravedad API en

crudos y derivados Meacutetodo del Hidroacutemetro)

La parafina es una cera soacutelida del petroacuteleo de alto peso molecular (nuacutemero de

aacutetomos de carbonos presentes en el crudo mayor de 18 aacutetomos de carbonos)

tienen una temperatura de ablandamiento desde 60deg F a 215deg F

aproximadamente Dependiendo donde se presente el problema de precipitacioacuten

de parafina se debe seleccionar el punto de inyeccioacuten para separarlo En la

estacioacuten Cuyabeno se inyecta productos quiacutemicos antiparafiacutenico en el muacuteltiple de

produccioacuten

Los productos antiespumantes son utilizados en los crudos tendientes a formar

espuma a objeto de disiparla generalmente se inyectan en el muacuteltiple de

produccioacuten a cierta distancia del producto quiacutemico demulsificante o en la liacutenea de

entrada de los separadores bifaacutesicos o trifaacutesicos Estos productos son utilizados

cuando hay presencia de soacutelidos en el crudo estos soacutelidos estabilizan las

emulsiones y forman altas interfaces en los tanques de lavado lo que es negativo

para la deshidratacioacuten de crudo Los soacutelidos estaacuten impregnados de crudo que se

mantienen en suspensioacuten en la interface crudo-agua la funcioacuten de los

dispersantes de soacutelidos es cambiar la humectabilidad del soacutelido para que este

emigre de la fase acuosa y se separe Es importante conocer mediante anaacutelisis de

laboratorio en contenido de soacutelidos presentes en el crudo asiacute como el origen de

ello dependeraacute la seleccioacuten del producto quiacutemico dispersante Para la inyeccioacuten de

quiacutemicos se utilizan bombas en cumplimiento de la norma API STD 675 ldquoPositive

Displacement Pumps Controlledrdquo y tanques de fibra de vidrio reforzado de acuerdo

a API 12P ldquoSpecification for Fiberglass Reinforced Plastic Tanksrdquo incluyendo

ademaacutes las conexiones de proceso servicio e instrumentacioacuten hasta las vaacutelvulas

de bloqueo yo instrumento final para conectar al sistema de distribucioacuten En la

Figura 34 se observa la disposicioacuten del sistema de inyeccioacuten de quiacutemicos

a menudo se separan faacutecilmente por la fuerza gravitacional El agua que se separa

en menos de cinco minutos es llamada agua libre

La cantidad de agua remanente emulsificada variacutea en el rango de 0 a 60

volumen En los crudos ligeros (gt20ordm API) las emulsiones contienen tiacutepicamente

de 5 a 20 volumen de agua mientras que en los crudos pesados (lt 20ordm API)

tienen a menudo de 10 a 35 de agua tal como puede observarse en la figura

22 La cantidad de agua libre depende de la relacioacuten aguaaceite y variacutea

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 inyeccioacuten de vapor y la inyeccioacuten de agua a yacimientos son factores que

promueven la formacioacuten de emulsiones

En resumen los problemas de emulsiones en los campos petroleros llegan a ser

maacutes severos que los meacutetodos para incrementar la recuperacioacuten de aceite

211-Estabilidad y Rompimiento de la Emulsioacuten

Desde un punto de vista termodinaacutemico una emulsioacuten es un sistema inestable

Esto es debido que hay una tendencia natural para un sistema liacutequidoliacutequido de

separar y reducir su aacuterea interfacial y por tal su energiacutea interfacial Sin embargo

la mayoriacutea de las emulsiones son estables despueacutes de un periacuteodo de tiempo Las

emulsiones producidas en campo se clasifican en su grado de estabilidad cineacutetica

bull Emulsiones deacutebiles Las que tardan en separarse unos minutos El agua que se

separa se conoce maacutes bien como agua libre

bull Emulsiones medias Se separan en 10 minutos o maacutes

bull Emulsiones fuertes Se separan (algunas veces parcialmente) en horas o diacuteas

Las emulsiones se consideran dispersiones coloidales liacutequidoliacutequido Su

estabilidad cineacutetica es una consecuencia del tamantildeo de gotas y de la presencia de

una peliacutecula interfacial alrededor de las gotas de agua

Las emulsiones pueden ser rotas por tres mecanismos que son sedimentacioacuten

agregacioacuten y coalescencia La sedimentacioacuten se refiere a la caiacuteda de las gotas de

agua en el aceite crudo el agrupamiento de dos o maacutes gotas es llamado

agregacioacuten y por uacuteltimo la coalescencia que ocurre cuando las gotas originales

pierden sus identidades y se funden en gotas maacutes grandes reduciendo el aacuterea de

interfase total

El rompimiento de la emulsioacuten depende de los siguientes paraacutemetros peliacutecula

interfasial viscosidad de la fase continua tamantildeo de la gota relacioacuten de volumen

de fases temperatura ph edad salinidad de la salmuera y tipo de aceite

Peliacutecula Interfasial Las gotas dispersas estaacuten en constante movimiento por lo

tanto frecuentemente colisionan Una peliacutecula interfasial suficientemente fuerte

para evitar la coalescencia es absolutamente necesaria para mantener la

estabilidad de la emulsioacuten

Una mezcla de surfactantes forma un empaque cerrado produciendo una peliacutecula

mecaacutenicamente fuerte

Viscosidad de la Fase Continua Una viscosidad alta en la fase externa

disminuye el coeficiente de difusioacuten y la frecuencia de colisioacuten de las gotas por lo

que se incrementa la estabilidad de la emulsioacuten Una alta concentracioacuten de las

gotas tambieacuten incrementa la viscosidad aparente de la fase continuacutea y estabiliza la

emulsioacuten Las emulsiones son en general fluidos no newtonianos

Tamantildeo de la Gota Gotas muy pequentildeas producen emulsiones maacutes estables

porque las gotas maacutes grandes tienden a atraer a gotas maacutes pequentildeas Una gran

distribucioacuten de tamantildeos de partiacuteculas produce una emulsioacuten menos estable que

una distribucioacuten uniforme de tamantildeo de gota

Como se ha mencionado previamente el tamantildeo de las gotas variacutea desde 1 μm a

maacutes de 50 μm Generalmente las emulsiones tienen una distribucioacuten de las gotas

de agua En la figura 34 se muestran distribuciones tiacutepicas de emulsiones

aguaaceite Estas distribuciones se representan en histogramas o en funciones

de distribucioacuten

Fig 34 Distribucioacuten del tamantildeo de las gotas de una emulsioacuten de crudo

Por lo general las emulsiones que tienen gotas de agua pequentildeas seraacuten maacutes

estables Para separar el agua se tiene que coalescer el agua y mientras maacutes

pequentildeas sean las gotas mayor trabajo costaraacute separarlas La distribucioacuten de los

tamantildeos de las gotas afecta a la viscosidad de la emulsioacuten debido a que esta es

mayor mientras las gotas son maacutes pequentildeas La viscosidad de la emulsioacuten seraacute

mayor cuando la distribucioacuten del tamantildeo de las gotas sea estrecha

Relacioacuten de Volumen de Fase Incrementando el volumen de la fase dispersa se

incrementa el nuacutemero de gotas yo tamantildeo de gota el aacuterea interfasial y la tensioacuten

superficial La distancia de separacioacuten tambieacuten se reduce y esto incrementa la

colisioacuten de las gotas Todos estos factores reducen la estabilidad de la emulsioacuten

Temperatura Usualmente la temperatura tiene un efecto muy fuerte en la

estabilidad de la emulsioacuten Incrementando la temperatura se incrementa la difusioacuten

de las gotas decrece la viscosidad de la fase externa disminuye la peliacutecula

interfasial y se modifica la tensioacuten superficial Todos estos cambios decrementan

la estabilidad de la emulsioacuten

pH La adicioacuten de aacutecidos o bases inorgaacutenicos cambia radicalmente la formacioacuten de

peliacuteculas de asfaacuteltenos y resinas que estabilizan las emulsiones aguaaceite

Ajustando el ph se puede minimizar la estabilidad de la peliacutecula que estabiliza la

emulsioacuten e incrementar la tensioacuten superficial

El pH de la fase agua tiene una fuerte influencia en la estabilidad de la emulsioacuten

Las peliacuteculas riacutegidas de la emulsioacuten contienen aacutecidos orgaacutenicos y bases

asfaltenos con grupos ionizables y soacutelidos

El agregar aacutecidos inorgaacutenicos y bases influencia en la ionizacioacuten en las peliacuteculas

interfaciales y radicalmente cambia las propiedades fiacutesicas de las peliacuteculas El pH

del agua afecta la rigidez de las peliacuteculas interfaciales

El pH tambieacuten influencia en el tipo de emulsioacuten que se forma Un bajo pH (acidez)

generalmente produce emulsiones aguaaceite (que corresponden a peliacuteculas de

soacutelidos mojadas por aceite) sin embargo un pH alto (base) produce emulsiones

aceiteagua (que corresponden a peliacuteculas moacuteviles jabonosas mojadas por agua)

la figura 35 muestra el efecto del pH en la estabilidad de la emulsioacuten para un

crudo de Venezuela

Fig 35 Efecto del pH y de la concentracioacuten de desemulsificante en la estabilidad

de la emulsioacuten

El pH oacuteptimo para desemulsificar es aproximadamente de 10 sin agregar

desemulsificantes La adicioacuten de desemulsificantes aumenta la desemulsificacioacuten

despueacutes de una hora y la separacioacuten completa del agua se logra despueacutes de 24

horas en un rango diverso de pH

La composicioacuten de la salmuera tiene un efecto importante (en relacioacuten con el pH)

en la estabilidad de la emulsioacuten El pH oacuteptimo para una maacutexima estabilidad de la

emulsioacuten depende de las composiciones del crudo y de la salmuera

Edad La edad incrementa la estabilidad de la emulsioacuten porque el tiempo permite

que los surfactantes migren a la interfase de la gota

Esta peliacutecula o piel alrededor de la gota llega a ser maacutes gruesa maacutes fuerte y maacutes

dura La cantidad de agentes emulsificantes se incrementa por oxidacioacuten fotoacutelisis

evaporacioacuten o por la accioacuten de bacterias

Salinidad de la Salmuera La concentracioacuten de la salmuera es un factor

importante en la formacioacuten de emulsiones estables Agua fresca o salmuera con

baja concentracioacuten de sal favorecen la estabilidad de las emulsiones

Por el contrario altas concentraciones de sal provocan peacuterdida en la estabilidad

de las emulsiones

Tipo de Aceite Los crudos con aceite de base parafiacutenica usualmente no forman

emulsiones estables mientras que los crudos nafteacutenicos y de base mixta forman

emulsiones estables Ceras resinas asfaacuteltenos y otros soacutelidos pueden influenciar

la estabilidad de la emulsioacuten En otras palabras el tipo de crudo determina la

cantidad y tipos de emulsificadores naturales

Diferencia de densidad La fuerza neta de gravedad que actuacutea en una gota es

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

continua

Como vemos son muchos los factores que intervienen en la estabilidad y

rompimiento de una emulsioacuten pero el maacutes importante de todos es el de la peliacutecula

interfasial debido a que en eacutesta se encuentran dos fuerzas que se oponen

constantemente

1 La tensioacuten superficial del agua que permite que las gotas pequentildeas formen

gotas mayores las cuales cuando estaacuten suficientemente grandes se asientan por

gravedad

2 La peliacutecula del agente emulsificador que rodea a la gota la cual tiende a evitar

la unioacuten de las gotitas y auacuten en el choque de dos gotas tiende a quedar entre ellas

de manera que no puedan formar una gota maacutes grande

Rompimiento de la Emulsion

La desemulsificacioacuten o separacioacuten del aceite - agua ocurre principalmente en dos

etapas La Floculacioacuten y la Coalescencia La coalescencia ocurre cuando 2 o maacutes

gotas se hacen una dentro de una esfera homogeacutenea Esto pasa por el hecho que

la gota producida tendraacute un volumen igual a pero un aacuterea superficial maacutes pequentildea

que la suma de las gotas originales Tal que esta gota tendraacute una energiacutea de

superficie maacutes baja este estado es maacutes deseable Esto normalmente continuacutea

para formar esferas maacutes grandes hasta que la fase total de aceite es separada del

agua

En la figura 9 Se muestra una emulsioacuten de aceite en agua (gotas de aceite

dispersa en agua) a modo ilustrativo para tener un mejor entendimiento del

proceso de desestabilizacioacuten de una emulsioacuten Sin embargo el tipo de emulsioacuten

que tenemos en el tanque de slop es de agua en aceite (gotas de agua dispersa

en aceite) y su proceso de desestabilizacioacuten es similar tal como se muestra en la

figura 10 y es esta emulsioacuten la que seraacute sometida a tratamiento de

desemulsificacioacuten en friacuteo

La desestabilizacioacuten de este tipo de emulsioacuten (agua en emulsioacuten de aceite)

involucra baacutesicamente tres pasos llamados floculacioacuten seguido por la

sedimentacioacuten de las gotas de agua debido a la diferencia de densidades y

finalmente la coalescencia de las gotas individuales de agua Grandes tamantildeo de

gotas alta diferencia de densidades entre la fase acuosa y de aceite y una baja

viscosidad de la fase continua causan altos rates de sedimentacioacuten Pero si

enfocamos la desestabilizacioacuten desde un punto de vista maacutes detallado tenemos

Floculacioacuten de las gotas para formar un racimo Coalescencia subsiguiente de las

gotas en contacto Separacioacuten de soacutelidos libres de hidrocarburos presentes en

cada gota Agrupacioacuten de soacutelidos dispersados producidos en la separacioacuten

mediante un tiempo de reposo

4211 Floculacioacuten

La floculacioacuten depende de la velocidad de decantacioacuten de las gotas Seguacuten la ley

de Stokes esta velocidad es directamente proporcional al cuadrado del radio de la

gota y a la diferencia de densidades entre la gota de agua y el crudo y es

inversamente a la viscosidad del volumen de liacutequido total Por este hecho la tasa

de decantacioacuten de las gotas es extremadamente corta en un Slop viscoso pesado

ocasionando una emulsioacuten muy estable La importancia de la floculacioacuten tambieacuten

explica la facilidad relativa de desemulsificacioacuten de una emulsioacuten que contiene

gran porcentaje de agua En un sistema de esta naturaleza la intercolisioacuten y

subsiguiente coalescencia de gotas es maacutes probable que en un sistema donde se

contengan una pocas gotas aisladas en un gran volumen de aceite La floculacioacuten

tambieacuten puede ocasionarse por poliacutemeros antifiacutelicos absorbibles en la interfase de

las gotas Un poliacutemero con muacuteltiples segmentos absorbibles puede ocasionar

floculacioacuten al crear puente entre las gotas Una moleacutecula polimeacuterica con

segmentos absorbidos sencillos puede tambieacuten ocasionar floculacioacuten al interactuar

con otros poliacutemeros absorbidos en las distintas gotas Ver figura 11

4212 Coalescencia

Para ldquoromperrdquo estas emulsiones las gotas floculadas tienen que aglomerarse lo

mismo los soacutelidos (coalescer) Las caracteriacutesticas microscoacutepicas de un proceso de

cuales ciencias son bastantes complejas pues involucran la eliminacioacuten de la

peliacutecula gruesa de liacutequido (superior a 1000 A) de la fase continua que separa las

gotas de agua y partiacuteculas soacutelidas en un agregado La peliacutecula que se encuentra

entre las gotas se adelgaza mediante forma uniforme y continua mediante el

drenaje laminar (flujo Reynolds) de la fase externa Este flujo estaacute regido por la

viscosidad y densidad de la fase continua Se trata de un proceso relativamente

lento para emulsiones de Slop muy pesados y viscosos A diferencia de este

descenso lento suave y uniforme del espesor de la peliacutecula eacutesta tambieacuten puede

adelgazarse en forma localizada y discontinuacutea de manera catastroacutefica Este

adelgazamiento localizado se debe a las ondulaciones de la superficie de la gota y

depende de las propiedades de la superficie especiacuteficamente de la viscosidad El

resultado final de este proceso de adelgazamiento es la creacioacuten de un orificio en

la peliacutecula estabilizante o la formacioacuten de una peliacutecula estable

TRATAMIENTO DE CRUDOS

El tratamiento de las emulsiones se realiza en dos etapas baacutesicas la

deshidratacioacuten donde el contenido de agua a 1 o 2 el desalado donde se

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

remanente

Deshidratacioacuten

En esta etapa se remueve el agua libre y las gotas de mayor tamantildeo Los agentes

quiacutemicos 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 emulsioacuten la temperatura del aceite a la entrada del sistema la volatilidad del

aceite y el costo de calentamiento Un diagrama del proceso de deshidratacioacuten se

presenta en la Fig VII4 Se incluyen

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

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 deshidratacioacuten donde el contenido de agua se reduce a 02-2 de

agua

Desalado

En esta segunda etapa el agua residual (02-2) y la salinidad asociada se

reduce mediante la adicioacuten de agua de baja salinidad De acuerdo con los

resultados de campo el volumen de agua de dilucioacuten es aproximadamente 2 oacute 3

veces el volumen de agua residual Sin embargo esta relacioacuten podraacute variar

considerando los siguientes factores

1) La salinidad del agua residual

2) El porcentaje de agua remanente despueacutes de la etapa de deshidratacioacuten

3) La salinidad del agua de dilucioacuten

4) Eficiencia del mezclado del agua de dilucioacuten con la emulsioacuten

5) Contenido de sal requerido al final del tratamiento

La deshidratacioacuten y desalado de crudos deben combinarse aunque no

siempre en la misma planta para mantener el agua y la sal dentro de

especificaciones Los valores maacuteximos generalmente aceptados son 10 de

agua y 100 LMB para manejarse en oleoductos y 01 de agua y 20 LMB para

refinacioacuten o exportacioacuten

DESHIDRATACIOacuteN DEL PETROacuteLEO

La Deshidratacioacuten del Petroacuteleo es el proceso mediante el cual se separa el agua

asociada con el petroacuteleo ya sea en forma emulsionada o libre hasta lograr reducir

su contenido a un porcentaje previamente especificado Generalmente este

porcentaje es igual o inferior al 1 de agua

241 FORMACIOacuteN DE EMULSIONES

Una emulsioacuten es una mezcla de dos liacutequidos inmiscibles es decir liacutequidos bajo

condiciones normales no se mezclan Uno de los liacutequidos se encuentra dispersado

dentro del otro en forma de gotas muy pequentildeas tal como se puede observar en

la Figura 25 pueden variar en tamantildeo desde partiacuteculas como 000001 mm En el

proceso de extraccioacuten de petroacuteleo la mezcla bifaacutesica petroacuteleo crudo y agua se

desplazan en un medio poroso a una velocidad del orden de 1 piediacutea lo que

significa que es insuficiente para que se forme una emulsioacuten

Sin embargo el arreglo de tuberiacuteas y accesorios (bombas equipos auxiliares

vaacutelvulas codos) producen una agitacioacuten suficiente para que el agua se mezcle

con el petroacuteleo y forme asiacute una emulsioacuten

Existen tres requisitos esenciales para formar una emulsioacuten WO (waacuteter and oil)

bull Dos liacutequidos inmiscibles como es el caso agua y petroacuteleo

bull Agitacioacuten suficiente para dispersar partiacuteculas de un liacutequido al otro

bull Un agente emulsionante para estabilizar gotas dispersas en la fase continuacutea

En los campos petroleros las emulsiones de agua en aceite (WO) son llamadas

emulsiones directas mientras que las emulsiones de aceite en agua (OW) son

llamadas emulsiones inversas Esta clasificacioacuten simple no siempre es adecuada

ya que emulsiones muacuteltiples o complejas (oWO oacute wOW) pueden tambieacuten

ocurrir

242 FACTORES DE INFLUENCIA EN LA FORMACIOacuteN DE EMULSIONES

2422 Agentes Emulsionantes

Los agentes emulsionantes son numerosos y pueden ser clasificados de la

siguiente manera

bull Compuestos naturales surfactantes tales como asfaltenos y resinas conteniendo

aacutecidos orgaacutenicos y bases aacutecidos nafteacutenicos aacutecidos carboxiacutelicos compuestos de

azufre fenoles cresoles y otros surfactantes naturales de alto peso molecular

bull Soacutelidos finamente divididos tales como arena arcilla lodos de perforacioacuten

fluidos para estimulacioacuten incrustaciones minerales productos de la corrosioacuten (por

ejemplo sulfuro de hierro oacutexidos) parafinas asfaltenos precipitados Los fluidos

para estimulacioacuten de pozos pueden contribuir a formar emulsiones muy estables

bull Quiacutemicos de produccioacuten antildeadidos tales como inhibidores de corrosioacuten biocidas

limpiadores surfactantes y agentes humectantes

2423 Fases de una emulsioacuten

En una emulsioacuten el liacutequido dispensado dentro de otro en forma de gotas

pequentildeas se conoce como la fase dispersada o fase interna El liacutequido que

circunda de las gotas dispersadas se conoce como la fase continua o fase

externa Una emulsioacuten de petroacuteleo y agua puede tener cualquiera de los liacutequidos

como fase dispersa dependiendo de las caracteriacutesticas del agente emulsificante

Pero la mayoriacutea de los casos es el agua la que estaacute dispersa en forma de gotas en

el petroacuteleo Las emulsiones pueden contener desde una traza hasta un 90 o maacutes

de agua Pueden ser finas oacute gruesas dependiendo de muchos factores que

incluyen las propiedades de los liacutequidos el porcentaje de cada uno y el tipo y la

cantidad de emulsificador presente

En raras ocasiones las emulsiones producidas en los campos son reversas o

invertidas es decir donde la fase dispersa es una gota de emulsioacuten petroacuteleo-agua

y la fase continua en petroacuteleo En la Figura 26 podemos estimar el porcentaje de

agua emulsionada contenida en el petroacuteleo

25 MEacuteTODOS DE TRATAMIENTO DE DESHIDRATACIOacuteN

La comercializacioacuten de petroacuteleo despueacutes de haber sido tratada debe cumplir

exigencias miacutenimas de calidad en cuanto a contenido de agua y sedimentos

(BSampW) y contenido de la sal (libras por mil barriles de petroacuteleo) En general las

refineriacuteas del no aceptan petroacuteleos crudos con valor BSampW superior al 1 o

contenidos de sal por encima de 15 libras por cada mil barriles de crudo Con el fin

de que el petroacuteleo cumpla con las condiciones de calidad es necesario tratar las

emulsiones para romperlas Para romper una emulsioacuten se debe debilitar

neutralizar o destruir la sustancia emulsificante con el fin de que las gotas de

agua puedan unirse y precipitarse por gravedad Las instalaciones tiacutepicas

disponen de varios meacutetodos como son los que se especifica a continuacioacuten

Tratamiento quiacutemico

Tratamiento gravitacional

Tratamiento electrostaacutetico

Tratamiento teacutermico

251 TRATAMIENTO QUIacuteMICO

El tratamiento quiacutemico consiste en agregar a la emulsioacuten ciertas sustancias

quiacutemicas conocidas como ldquoagentes demulsificantesrdquo las cuales se concentran

para atacar la sustancia emulsificante y destruir la emulsioacuten Los demulsificantes

tienen tres acciones principales

1 Fuerte atraccioacuten hacia la interface aceite-agua ellos deben desplazar o

neutralizar a los emulsificadores presentes en la peliacutecula de la interfase

2 Floculacioacuten neutralizan las cargas eleacutectricas repulsivas entre las gotas

dispersas permitiendo el contacto de las mismas

3 Coalescencia permiten que pequentildeas gotas se unan a gotas maacutes grandes que

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

rodea y estabiliza las gotas sea rota

Los demulsificantes son insolubles con el agua pero solubles en aceite esto sirve

para que puedan dispersarse y alcancen las gotas de agua en la fase crudo-agua

2511 Rangos de dosificacioacuten

La dosificacioacuten en forma de choque no es muy recomendable se debe realizar en

forma continua en la relacioacuten determinada en campo o en pruebas de laboratorio

(pruebas de botella5 2512 Seleccioacuten del tipo de demulsificante ) Los rangos de

dosificacioacuten 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

dosificacioacuten que los crudos ligeros

El exceso de dosificacioacuten de demulsificante incrementa los costos de tratamiento

incrementa el aceite contenido en el agua de formacioacuten puede estabilizar aun maacutes

la emulsioacuten regular (WO) y puede producir emulsiones inversas (OW)

2512 Seleccioacuten del tipo de demulsificante

La seleccioacuten de demulsificante se realiza mediante pruebas empiacutericas llamadas

pruebas de botella cuyo meacutetodo es especificado en la norma API MPMS 104

Las teoriacuteas de coacutemo actuacutean los desemulsificantes estaacuten incompletas

Estas teoriacuteas fallan al pretender explicar el funcionamiento de los diferentes tipos

de compuestos quiacutemicos Sin embargo dos generalidades son vaacutelidas

Primero los desemulsificantes efectivos tienen alto peso molecular que son

comparables a los surfactantes naturales Segundo usados como emulsificadores

los desemulsificantes tienden a producir emulsiones inversas(ow)

Una teoriacutea tradicional acerca de coacutemo trabajan los desemulsificantes es que ellos

neutralizan a los agentes emulsificadores en otras palabras rompen las

emulsiones wo al tender en forma natural a formar emulsiones ow Otra

explicacioacuten es que los desemulsificantes hacen que la peliacutecula que rodea a la gota

de agua se vuelva muy riacutegida o se contraiga para finalmente romperse

Los productos quiacutemicos desemulsificantes pueden caracterizarse como sigue

Esteres son buenos deshidratadores provocan una asentamiento lento de

las gotas de agua pero al sobre dosificarse provocan emulsiones inversas

(ow)

Di-epoacutexicos son excelentes deshidratadores pero provocan un

asentamiento lento de las gotas de agua

Uretanos buenos deshidratadores provocan un asentamiento lento de las

gotas de agua

Resinas son buenos deshidratadores provocan un asentamiento raacutepido de

las gotas de agua dan un agua separada limpia

Polialquilenos pobres deshidratadores lento asentamiento de las gotas de

agua

Glicoles requiere mezclarse con otros para aplicarse

Sulfonatos buenos humectantes de soacutelidos y tiene capacidad para el

asentamiento de las gotas de agua sobre dosificaacutendose no causa

emulsiones inversas (ow) pero pueden causar la precipitacioacuten de

partiacuteculas de sulfuro de fierro en el agua separada

Poliesteraminas agentes de superficie activa violentos deshidratan en

bajas dosificaciones al sobredosificarse producen emulsiones inversas

(ow)

Oxialquilados buenos agentes humectantes son usados en mezclas

Poliaminas son lentos en el asentamiento de las gotas de agua

Alcanolaminas son raacutepidos en el asentamiento de las gotas de agua

Un soacutelo compuesto quiacutemico no puede proveer las tres acciones requeridas

anteriormente citadas por lo que los desemulsificantes comerciales son una

mezcla de varios desemulsificantes baacutesicos (30-60 ) maacutes la adicioacuten de solventes

adecuados tales como nafta aromaacutetica pesada benceno tolueno o alcohol

isopropiacutelico para obtener un liacutequido que fluya a la menor temperatura esperada

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

puedan difundirse raacutepidamente a traveacutes de la fase de aceite y alcancen las gotas

de agua

Por el contrario los desemulsificantes para emulsiones inversas ow son muy

solubles en agua Comuacutenmente son poliaminas cuaternarias de amonio de alto

peso molecular mezcladas con aluminio hierro o cloruro de zinc

Los desemulsificantes deben ser dosificados en forma continua en la relacioacuten

determinada por pruebas de botella yo pruebas de campo La dosificacioacuten en

forma de choque no es muy recomendable Los rangos de dosificacioacuten 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 dosificacioacuten que los crudos

ligeros El exceso de dosificacioacuten de desemulsificante incrementa los costos de

tratamiento incrementa el aceite contenido en la salmuera separada puede

estabilizar auacuten maacutes la emulsioacuten regular (aguaaceite) y puede producir emulsiones

inversas (aceiteagua)

Los desemulsificantes deben ser inyectados tan temprano como sea posible (en el

fondo o en la cabeza del pozo) Esto permite maacutes tiempo de contacto y puede

prevenir la formacioacuten de emulsioacuten corriente abajo

La inyeccioacuten de desemulsificante antes de una bomba asegura un adecuado

contacto con el crudo y minimiza la formacioacuten de emulsioacuten por la accioacuten de la

bomba

La seleccioacuten y preparacioacuten del tipo de desemulsificante debe coincidir con el

recipiente de tratamiento de la emulsioacuten Los tanque de lavado que tienen largo

tiempo de retencioacuten (8-24 horas) requieren desemulsificantes de accioacuten lenta Por

otro lado los tratadores-calentadores y las unidades electrostaacuteticas con corto

tiempo de retencioacuten (15-60 minutos) requieren desemulsificantes de accioacuten muy

raacutepida Problemas como precipitacioacuten de parafinas en climas friacuteos incremento de

soacutelidos por workovers y adicioacuten de compuestos quiacutemicos para estimulacioacuten de

pozos pueden requerir el cambio del desemulsificante de liacutenea

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

permitir su completa identificacioacuten seleccionar el desemulsificante maacutes adecuado

es un arte y una ciencia La seleccioacuten estaacute basada en pruebas empiacutericas de

descrito en el meacutetodo API MPMS 104 (1988)

Obviamente para el eacutexito de la prueba de botella se requiere de una buena

muestra de la emulsioacuten del sistema Para que una muestra sea buena debe reunir

las siguientes caracteriacutesticas

1 Debe ser representativa de la corriente

2 Debe ser un compuesto de la produccioacuten de los pozos individuales que estaacuten

alimentando al tratador

3 Contener cantidades representativas de los quiacutemicos presentes en el sistema

tales como inhibidores de corrosioacuten y parafinas

4 Debe ser fresca para evitar la estabilizacioacuten por envejecimiento de la emulsioacuten

El tratamiento quiacutemico en general ofrece las siguientes ventajas

1 La formacioacuten de las emulsiones puede ser completamente prevenida

dosificando los desemulsificantes desde una etapa temprana del tratamiento

2 La emulsioacuten puede ser rota en friacuteo reduciendo los costos de calentamiento de

la emulsioacuten y la peacuterdida de gravedad asociada con el calentamiento

Las desventajas del tratamiento quiacutemico son

1 Una sobredosificacioacuten puede producir nuevas emulsiones que son a menudo

maacutes difiacuteciles de romper que las emulsiones originales

2 No siempre es econoacutemico romper las emulsiones soacutelo con el tratamiento

quiacutemico generalmente es necesario el uso de energiacutea adicional como

calentamiento o electricidad para reducir los costos del tratamiento quiacutemico

252 TRATAMIENTO GRAVITACIONAL

El meacutetodo por asentamiento gravitacional que consiste en la demulsificacioacuten del

agua en el crudo mediante tiempo de retencioacuten y diferencia de densidades se lleva

a cabo en dos diferentes equipos Eliminadores de agua libre (FWKO) y Tanque

de lavado (Wash Tank) Los eliminadores de agua libre (FWKO) sirven para

remover grandes cantidades de agua no emulsionada en la corriente de los fluidos

que llega a la estacioacuten desde los pozos productores y se asientan faacutecilmente en

menos de 5-20 minutos Estos recipientes se encuentran disentildeados bajo la norma

ASME SECCTION VIII

div 1 y en su parte interna estaacute constituido por bafles para direccionar los fluidos

y platos de coalescencia para deshidratar el gas natural El petroacuteleo separado del

agua libre al contener un porcentaje de agua emulsionada que variacutea entre 1 a 30

de BSW (corte de agua) lo cual implica tratarlo en otro sistema que es el tanque

de lavado (Wash Tank) estos tanques operan con la mitad de agua (colchoacuten de

agua) y la otra parte es petroacuteleo El crudo emulsionado entra en la parte inferior a

una altura de 3 pies de lo cual implica que el agua llegue con el crudo y entre en

contacto con el agua del tanque de lavado con lo que se lleva a cabo la

coalescencia del agua mediante el flujo que se ve forzada por bafles internos de la

cual permite incrementar el tempo de retencioacuten Los tanques de lavado se

encuentran disentildeados bajo la norma API 650 El tratamiento quiacutemico el tiempo de

retencioacuten del tanque de lavado y la diferencia de densidades del petroacuteleo y la

emulsioacuten permite que el petroacuteleo ascienda en la parte superior a formar parte de

la zona del petroacuteleo deshidratado este proceso de deshidratacioacuten en el tanque de

lavado se lleva a cabo en un tiempo de residencia que puede estar entre 3 y 36

horas

253 TRATAMIENTO ELECTROSTAacuteTICO

Cuando el crudo cuya gravedad se encuentran por debajo de los 12deg API ya no

resulta rentable utilizar los tanques de lavado para su deshidratacioacuten debido a su

velocidad de asentamiento para estos casos es necesariamente utilizar el meacutetodo

de deshidratacioacuten electrostaacutetica Este meacutetodo se basa principalmente por el efecto

que produce un campo eleacutectrico en la velocidad de asentamiento de las partiacuteculas

de agua contenidas en la emulsioacuten

2531 Principio electrostaacutetico de coalescencia

Este principio se basa en la estructura de la moleacutecula de agua Esta moleacutecula

responde a un campo eleacutectrico por su configuracioacuten Las gotas de agua que se

encuentran dispersas en el petroacuteleo formando la emulsioacuten estas gotas de agua

en su forma natural son esfeacutericas y se encuentran en el estado maacutes bajo de

energiacutea libre Por lo tanto la gota no es dipolar en su estado natural Sin embargo

al aplicarse un campo eleacutectrico se hace dipolar En este caso la gota pasa de una

forma esfeacuterica a una elipsoidal Las cargas positivas se encuentran en un extremo

del elipsoide y las cargas negativas en el otro extremo Cuando se produce la

elongacioacuten para que la gota alcance la forma elipsoidal se afecta la peliacutecula

superficial de la gota haciendo que las gotas adyacentes de diferente polaridad

eleacutectrica se atraigan y choquen formando asiacute la coalescencia dando origen a una

gota maacutes grande que cae con mayor rapidez

2532 Caracteriacutesticas de un coalescedor electrostaacutetico

Un deshidratador electrostaacutetico estaacute dividido en 3 secciones Figura 27 La

primera seccioacuten ocupa aproximadamente el 50 de su longitud y es llamada

ldquoSeccioacuten de calentamientordquo La segunda seccioacuten es llamada ldquoSeccioacuten central o

control de nivelrdquo y esta ocupa por alrededor del 10 de su longitud ubicada

adyacente a la seccioacuten de calentamiento La tercera seccioacuten ocupa el 40 de la

longitud del deshidratador y es denominada ldquoSeccioacuten de asentamientordquo del agua

suspendida para producir crudo limpio Las parrillas de electrodos de alto voltaje

estaacuten localizadas en la parte superior del recipiente arriba de la interface agua

aceite

La velocidad de asentamiento por gravedad es muy lenta tal como se expone en

la Ley de Stokes Por ejemplo una gota de agua de 20 micras de diaacutemetro en un

crudo de 33 degAPI a 100 degF y una viscosidad de 65 cp se asienta a una velocidad

de 007 fthr

La moleacutecula de agua es polar (figura 24) por lo tanto un campo eleacutectrico

incrementa la coalescencia de las gotas dispersas en el aceite por dos

mecanismos que actuacutean simultaacuteneamente (Lucas R N 1976)

1 Sometidas a un campo electrostaacutetico las gotas de agua adquieren una carga

eleacutectrica neta

2 La distribucioacuten al azar de las gotas de agua en el seno del aceite al pasar por el

campo electrostaacutetico se alinean con su carga positiva orientada al electrodo

cargado (negativo)

254 TRATAMIENTO TEacuteRMICO

El tratamiento teacutermico constituye un meacutetodo efectivo y econoacutemico para la

deshidratacioacuten del petroacuteleo y en la mayoriacutea de los casos se utiliza para ayudar en

otros procesos Antes de aplicar la transferencia de calor es necesario separar el

agua libre y el gas con el fin de reducir la energiacutea que se debe aplicar para

calentar el petroacuteleo ya que se requiere 350 BTU para calentar un barril de agua

en 1ordmF y solamente se requiere 150 BTU para calentar un barril de crudo El

calentamiento ayuda al rompimiento de las emulsiones debido a que tiene los

siguientes efectos sobre ella

bull Dilata la peliacutecula superficial que rodea a las gotas de agua debilitaacutendola y

facilitaacutendola la coalescencia entre ellas

bull Origina y aumenta el movimiento de las moleacuteculas de agua produciendo

colisiones cada vez maacutes violentas que ayudan tambieacuten al rompimiento de la

peliacutecula superficial que rodea a la moleacutecula de agua

bull Aumenta la diferencia de densidades entre agua y petroacuteleo facilitando tambieacuten

el asentamiento de las gotas de agua

bull Reduce la tensioacuten superficial del agua facilitando la unioacuten de las gotas ya que

tienden a tomar una superficie coacutencava y a ofrecer mayor superficie de contacto

con el petroacuteleo

bull Reduce la viscosidad del petroacuteleo

La aplicacioacuten de calor para romper la emulsioacuten se puede hacer por medio de

intercambiadores de calor calentadores directos o indirectos y tratadores

teacutermicos

2541 Intercambiadores de Calor

Los intercambiadores de calor son dispositivos en los cuales cumplen una funcioacuten

especiacutefica tal como indica su nombre intercambiar calor entre dos fluidos que no

se mezclan En los procesos petroleros el disentildeo exclusivo de los

intercambiadores de calor es el de tubos y coraza debido a su amplio rango de

servicio y su alta resistencia a diversas condiciones de operacioacuten Normalmente la

transferencia de calor se produce por contacto directo del crudo emulsionado y del

fluido que proporcionaraacute calor usualmente el crudo pasa por los tubos y el fluido

de trabajo por la coraza esto ayuda a que exista un contacto total con turbulencia

del fluido de trabajo para quo no exista puntos muertos y que la transferencia de

calor sea maacutes eficiente Los intercambiadores de calor ademaacutes de ser eficientes

teacutermicamente su mantenimiento es faacutecil ya que uacutenicamente se lo realiza maacutes a

menudo al haz de tubos y los costos asociados a este son bajos

2542 Calentadores Directos

Este tipo de calentadores lleva a cabo la transferencia de calor por contacto

directo entre el crudo emulsionado y la superficie del calentador esto permite

manejar grandes voluacutemenes de fluido con un menor consumo de combustible Son

raacutepidos eficientes y de costo relativamente bajo La desventaja es que son

peligrosos a explosioacuten requieren de supervisioacuten constante y desperdician

productos livianos Su principal uso estaacute en calentar emulsiones no corrosivas que

esteacuten en baja presioacuten

2543 Calentadores Indirectos

Este tipo de calentadores la emulsioacuten fluye traveacutes de tubos sumergido en agua

donde la transferencia de calor se produce indirectamente por medio del agua que

estaacute alrededor del quemador y recibe de este el calor

Los calentadores indirectos presentan una ventaja de mantener la temperatura

constante y no presenta peligro de explosioacuten Como desventaja se puede notar

que requiere de varias horas para calentar despueacutes de un periacuteodo inactivo

Haciendo imposible tratar una emulsioacuten inmediatamente Sus capacidades son

aproximadamente de 2000 barriles de emulsioacuten por diacutea para un aumento de

temperatura de 100 ordmF

2544 Tratadores Teacutermicos

Los tratadores teacutermicos son equipos que combinan el proceso de calentamiento

con un sistema de coalescencia que ademaacutes de calentar el fluido se le da un

tiempo de retencioacuten para que se realice la separacioacuten de crudo y agua

emulsionada Son equipos que permiten desgasificar y drenar agua decantada La

norma API 5L recomienda el uso de estos equipos cuando el porcentaje de agua

emulsionada es menor o igual al 20 ademaacutes para una mejor eficiencia del

proceso de deshidratacioacuten es necesario determinar la temperatura a la cual el

crudo alcanza como miacutenimo una viscosidad de 150 SSU (25 ndash 30 Cp)

Tratamiento Mecaacutenico

Existen en la industria petrolera diversos procesos mecaacutenicos y fiacutesicos para

reducir el nivel de agua y sedimentos (AyS) del crudo producido a los liacutemites

establecidos entre operadoras y compradoras Antiguamente se contaban con

medios pocos desarrollados para realizar las labores de deshidratacioacuten de crudo

pero simultaacuteneamente con el desarrollo de la industria y con la consiguiente

necesidad de tratar el petroacuteleo producido se fueron desarrollando nuevas teacutecnicas

tendientes a lograr procesos de tratamiento con resultados tan satisfactorio como

fuera posible

Los principios en las cuales se basan para realizar la separacioacuten fiacutesica de vapor

liacutequidos o soacutelidos son el momentum oacute cantidad de movimiento la fuerza de

gravedad y la coalescencia como ya hemos mencionado Toda separacioacuten puede

emplear uno o maacutes de estos principios pero siempre las fases de los fluidos

deben ser inmiscibles y de diferentes densidades para que ocurra la separacioacuten

Dentro de esta gama de separadores mecaacutenicos se pueden mencionar por ser

los maacutes usados dentro de la industria petrolera los siguientes

A Separadores API

B Calentadores

C Despojadores de agua libre DAL

D Centrifugadores

E Platos Paralelos y Corrugados

En adelante se presentaraacuten algunos de los dispositivos de separacioacuten mecaacutenica

que se acaban de mencionar como lo son los separadores API y calentadores

dejando para capiacutetulos continuos la base teoacuterica de los otros restantes son los de

mayor intereacutes en esta investigacioacuten

A-Separadores API (Maston 1990)

Los separadores API son usados ampliamente en las refineriacuteas y son aceptados

generalmente como la norma en lo que a dispositivos de separacioacuten de

crudoagua se refiere Muchos autores dan recomendaciones de criterios de

disentildeo para estas unidades las cuales estaacuten compuestas de uno o maacutes canales

de flujo con una seccioacuten rectangular tanto horizontal como vertical Estos

recomiendan un ancho de canal de 6 a 20 ft (18 a 61 m) y una profundidad de 3 a

8 ft (091 a 244 m) Tambieacuten la relacioacuten anchoprofundidad esta restringida a

valores de 03 a 05 Modelos experimentales de separadores han mostrado bajas

eficiencias para relaciones anchoprofundidad por debajo de 02 El agua drenada

de los tanques fluye longitudinalmente a traveacutes de este canal mientras que las

gotas de crudo suben a la superficie para ser removidas

El criterio de disentildeo de los API (apeacutendice J) fue concebido para confirmar la

inherente suposicioacuten en este tipo de separadores crudoagua de que el mismo

criterio podriacutea ser aplicado a los DAL horizontales Este criterio incorpora un

disentildeo con diaacutemetro de gota de 0015 cm y asume que la velocidad de asenso

obedece a la ley de Stokes Las especificaciones de los separadores permiten que

las gotas de crudo lleguen a la superficie donde seraacuten removidas al final del

recorrido longitudinal El flujo es un factor intriacutenseco dentro de este criterio de

disentildeo el cual es un factor de compensacioacuten para cortocircuitos y turbulencia

necesaria

B-Calentadores

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

forma en que se aplica el calor

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

directo de la corriente alimentada con el calentador Aunque este tipo presenta

problemas de sedimentos y de corrosioacuten pueden manejar mayores voluacutemenes de

fluidos con menor gasto de combustible que los calentadores indirectos

Estos calentadores directos operan eficientemente en procesos operando en baja

presioacuten y donde los fluidos manejados no son muy corrosivos

El esquema tiacutepico de calentadores-tratadores directos tipo vertical y horizontal

se muestra en las figuras 27 y 28 respectivamente

El disentildeo normal de un tratador-calentador tipo vertical cumple las siguientes

funciones

1 Desgasificado de la emulsioacuten de entrada

2 Remocioacuten de arenas sedimentos y agua libre previo al calentamiento

3 Lavado con agua y calentamiento de la emulsioacuten

4 Coalescencia y asentamiento de las gotas de agua Coalescencia mecaacutenica

puede ser usada en eacutesta seccioacuten

El aceite deshidratado caliente puede ser usado para precalentar la emulsioacuten de

entrada usando un intercambiador de calor

Los calentadores-tratadores no son recomendables para remover grandes

cantidades de agua libre y eacutesta limitante llega a ser maacutes aguda en yacimientos

viejos con gran produccioacuten de agua congeacutenita En estos casos la instalacioacuten previa

de un DAL es una solucioacuten ideal

Las mismas funciones baacutesicas son previstas en un calentador directo tipo

horizontal como se muestra en la figura 29 La alimentacioacuten es parcialmente

desgasificada luego dirigida hacia la parte de abajo para la precipitacioacuten del agua

libre y la arena Despueacutes la alimentacioacuten es calentada y sufre una uacuteltima

desgasificacioacuten Posteriormente a traveacutes de un distribuidor pasa a un colector de

agua para finalmente pasar a la seccioacuten de coalescencia

Las partiacuteculas soacutelidas tales como arena escama productos de corrosioacuten se

depositaraacuten 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 alimentacioacuten

2 Bloquear la transferencia de calor y causar quemado del equipo de

calentamiento

3 Interferir los controles de nivel aacutenodos vaacutelvulas medidores y bombas

Asimismo pueden incrementar el crecimiento bacteriano y la velocidad de

corrosioacuten

Para prevenir la deposicioacuten de estos sedimentos se pueden instalar

hidrojets que operando a 30 psi por arriba de la presioacuten de operacioacuten del

calentador pueden remover los sedimentos para su drenado por la parte inferior

del recipiente

En los calentadores de tipo indirecto primero se calienta un fluido

Posteriormente a traveacutes de un intercambiador de calor el fluido de calentamiento

transfiere calor a la corriente de alimentacioacuten

En este tipo de calentadores disminuye el riesgo de explosioacuten y son utilizados en

instalaciones donde es posible recuperar calor tales como el gas caliente de

salida de las turbinas

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

ventajas

1 Reduce la viscosidad de la fase continua un incremento en la temperatura de

10degF baja la viscosidad de la emulsioacuten por un factor de 2

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

coalescencia

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

4 Promueve una mejor distribucioacuten del desemulsificante

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

Esto se logra manteniendo la temperatura del crudo por arriba de su punto de

nube

6 Debilita la peliacutecula de emulsificante que rodea a las gotas de agua

Sin embargo el calentamiento presenta las siguientes desventajas

1 Provoca la migracioacuten de los compuestos maacutes volaacutetiles del crudo hacia la fase

gaseosa Esta peacuterdida de ligeros en el crudo provoca una disminucioacuten de volumen

del crudo calentado (encogimiento) y una disminucioacuten en su gravedad API

2 Incrementa los costos de combustible

3 Incrementa los riesgos en las instalaciones

4 Requieren mayor instrumentacioacuten y control

5 Causa depoacutesitos de coke

PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN Y DESLADO DEL PETROacuteLEO CRUDO EN

REFINERIacuteA MADERO (PEMEX)

PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN DE LA ESTACIOacuteN DE PRODUCCION

CUYABENO-TRATAMIENTO QUIMICO

31 UBICACIOacuteN Y CONDICIONES DE OPERACIOacuteN

El aacuterea Cuyabeno tiene una estacioacuten de produccioacuten donde se procesa todo el

crudo agua y gas que producen los 21 pozos activos6 de los cuales 13 pozos

producen por bombeo hidraacuteulico (Power Oil BH) y 8 por bombeo electro

sumergible (BES) Este campo maneja actualmente una produccioacuten promedio de

8597 BPD de petroacuteleo de 258 degAPI 24911 BPD de agua de formacioacuten y 2322

MPCGD de gas asociado7 En la figura 31 se muestra la ubicacioacuten geograacutefica del

campo Cuyabeno

DESCRIPCIOacuteN DEL PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN

Luego de la etapa de separacioacuten la mezcla crudo-agua incluyendo el fluido

separado en el equipo trifaacutesico que se vuelve a unir a la descarga de los

separadores bifaacutesicos e ingresa a la bota desgasificadora donde se extrae el

remanente de gas en el fluido el cual es transferido a la tea de baja y por otro la

emulsioacuten crudo-agua a una presioacuten estimada de entre 20-18 psig sigue hacia el

tanque de lavado que tiene una capacidad en volumen de 18130 Bbls (H= 36

pies Oslash= 60 pies) el cual opera con un colchoacuten de agua promedio de 9 pies En

este recipiente por gravedad e inyeccioacuten de quiacutemicos principalmente el

demulsificante separa el crudo del agua El proceso de deshidratacioacuten actual

indica que el agua excedente del colchoacuten operativo (9 pies promedio) es utilizada

una parte para calentarla con un calentador artesanal usando un miacutenimo de gas

liberado desde los separadores de produccioacuten y prueba que pasan por tres

recipientes denominados depuradores o Scrubber tipo vertical donde se libera al

gas del contenido del liacutequido remanente que puede existir el agua caliente se

mezclaraacute con la emulsioacuten crudo-agua a la entrada del tanque de lavado con el fin

de facilitar la deshidratacioacuten a traveacutes de un equipo denominado Mezclador Estaacutetico

y el resto seraacute enviada al sistema de agua de reinyeccioacuten en el Anexo 7 se

muestra el Diagrama de tuberiacutea e Instrumentacioacuten (PG-CCY-M-002)

El equipo de calentamiento instalado es artesanal y por lo

mismo ineficiente en cuanto al gradiente de temperaturas obtenido (5-10degF)8 con

la que se obtiene una temperatura de crudo 112degF resultante de la mezcla no

recomendable para deshidratacioacuten En la figura 33 se muestra calentador de la

estacioacuten de Cuyabeno

331 TIPO DE QUIacuteMICOS INYECTADOS

El Campo Cuyabeno presenta para la deshidratacioacuten de crudo dos puntos

principales para la inyeccioacuten del quiacutemico como son el muacuteltiple de produccioacuten y

prueba como tambieacuten el ingreso a la bota desgasificadora en la Tabla 33 se

detallan los quiacutemicos inyectados como Demulsificante Antiparafiacutenico Dispersante

Soacutelidos Antiespumante ademaacutes en la tabla mencionada se presenta cantidades

inyectadas y costos de cada uno de los quiacutemicos9 Los productos demulsificantes

son utilizados para separar las moleacuteculas de crudo y agua emulsionadas con un

tiempo de contacto en el tanque de lavado para la determinacioacuten de la cantidad

de quiacutemico inyectado es necesario conocer el sistema de recoleccioacuten de crudo a

objeto de caracterizar las corrientes y determinar mediante anaacutelisis de laboratorio

el porcentaje de emulsioacuten tipo de emulsioacuten porcentaje de Agua libre y Gravedad

API (Normas ASTM D4007-2 Determinacioacuten de agua y sedimentos en crudo por

centrifugacioacuten y ASTM D287-92-2000 Determinacioacuten de la Gravedad API en

crudos y derivados Meacutetodo del Hidroacutemetro)

La parafina es una cera soacutelida del petroacuteleo de alto peso molecular (nuacutemero de

aacutetomos de carbonos presentes en el crudo mayor de 18 aacutetomos de carbonos)

tienen una temperatura de ablandamiento desde 60deg F a 215deg F

aproximadamente Dependiendo donde se presente el problema de precipitacioacuten

de parafina se debe seleccionar el punto de inyeccioacuten para separarlo En la

estacioacuten Cuyabeno se inyecta productos quiacutemicos antiparafiacutenico en el muacuteltiple de

produccioacuten

Los productos antiespumantes son utilizados en los crudos tendientes a formar

espuma a objeto de disiparla generalmente se inyectan en el muacuteltiple de

produccioacuten a cierta distancia del producto quiacutemico demulsificante o en la liacutenea de

entrada de los separadores bifaacutesicos o trifaacutesicos Estos productos son utilizados

cuando hay presencia de soacutelidos en el crudo estos soacutelidos estabilizan las

emulsiones y forman altas interfaces en los tanques de lavado lo que es negativo

para la deshidratacioacuten de crudo Los soacutelidos estaacuten impregnados de crudo que se

mantienen en suspensioacuten en la interface crudo-agua la funcioacuten de los

dispersantes de soacutelidos es cambiar la humectabilidad del soacutelido para que este

emigre de la fase acuosa y se separe Es importante conocer mediante anaacutelisis de

laboratorio en contenido de soacutelidos presentes en el crudo asiacute como el origen de

ello dependeraacute la seleccioacuten del producto quiacutemico dispersante Para la inyeccioacuten de

quiacutemicos se utilizan bombas en cumplimiento de la norma API STD 675 ldquoPositive

Displacement Pumps Controlledrdquo y tanques de fibra de vidrio reforzado de acuerdo

a API 12P ldquoSpecification for Fiberglass Reinforced Plastic Tanksrdquo incluyendo

ademaacutes las conexiones de proceso servicio e instrumentacioacuten hasta las vaacutelvulas

de bloqueo yo instrumento final para conectar al sistema de distribucioacuten En la

Figura 34 se observa la disposicioacuten del sistema de inyeccioacuten de quiacutemicos

la mayoriacutea de las emulsiones son estables despueacutes de un periacuteodo de tiempo Las

emulsiones producidas en campo se clasifican en su grado de estabilidad cineacutetica

bull Emulsiones deacutebiles Las que tardan en separarse unos minutos El agua que se

separa se conoce maacutes bien como agua libre

bull Emulsiones medias Se separan en 10 minutos o maacutes

bull Emulsiones fuertes Se separan (algunas veces parcialmente) en horas o diacuteas

Las emulsiones se consideran dispersiones coloidales liacutequidoliacutequido Su

estabilidad cineacutetica es una consecuencia del tamantildeo de gotas y de la presencia de

una peliacutecula interfacial alrededor de las gotas de agua

Las emulsiones pueden ser rotas por tres mecanismos que son sedimentacioacuten

agregacioacuten y coalescencia La sedimentacioacuten se refiere a la caiacuteda de las gotas de

agua en el aceite crudo el agrupamiento de dos o maacutes gotas es llamado

agregacioacuten y por uacuteltimo la coalescencia que ocurre cuando las gotas originales

pierden sus identidades y se funden en gotas maacutes grandes reduciendo el aacuterea de

interfase total

El rompimiento de la emulsioacuten depende de los siguientes paraacutemetros peliacutecula

interfasial viscosidad de la fase continua tamantildeo de la gota relacioacuten de volumen

de fases temperatura ph edad salinidad de la salmuera y tipo de aceite

Peliacutecula Interfasial Las gotas dispersas estaacuten en constante movimiento por lo

tanto frecuentemente colisionan Una peliacutecula interfasial suficientemente fuerte

para evitar la coalescencia es absolutamente necesaria para mantener la

estabilidad de la emulsioacuten

Una mezcla de surfactantes forma un empaque cerrado produciendo una peliacutecula

mecaacutenicamente fuerte

Viscosidad de la Fase Continua Una viscosidad alta en la fase externa

disminuye el coeficiente de difusioacuten y la frecuencia de colisioacuten de las gotas por lo

que se incrementa la estabilidad de la emulsioacuten Una alta concentracioacuten de las

gotas tambieacuten incrementa la viscosidad aparente de la fase continuacutea y estabiliza la

emulsioacuten Las emulsiones son en general fluidos no newtonianos

Tamantildeo de la Gota Gotas muy pequentildeas producen emulsiones maacutes estables

porque las gotas maacutes grandes tienden a atraer a gotas maacutes pequentildeas Una gran

distribucioacuten de tamantildeos de partiacuteculas produce una emulsioacuten menos estable que

una distribucioacuten uniforme de tamantildeo de gota

Como se ha mencionado previamente el tamantildeo de las gotas variacutea desde 1 μm a

maacutes de 50 μm Generalmente las emulsiones tienen una distribucioacuten de las gotas

de agua En la figura 34 se muestran distribuciones tiacutepicas de emulsiones

aguaaceite Estas distribuciones se representan en histogramas o en funciones

de distribucioacuten

Fig 34 Distribucioacuten del tamantildeo de las gotas de una emulsioacuten de crudo

Por lo general las emulsiones que tienen gotas de agua pequentildeas seraacuten maacutes

estables Para separar el agua se tiene que coalescer el agua y mientras maacutes

pequentildeas sean las gotas mayor trabajo costaraacute separarlas La distribucioacuten de los

tamantildeos de las gotas afecta a la viscosidad de la emulsioacuten debido a que esta es

mayor mientras las gotas son maacutes pequentildeas La viscosidad de la emulsioacuten seraacute

mayor cuando la distribucioacuten del tamantildeo de las gotas sea estrecha

Relacioacuten de Volumen de Fase Incrementando el volumen de la fase dispersa se

incrementa el nuacutemero de gotas yo tamantildeo de gota el aacuterea interfasial y la tensioacuten

superficial La distancia de separacioacuten tambieacuten se reduce y esto incrementa la

colisioacuten de las gotas Todos estos factores reducen la estabilidad de la emulsioacuten

Temperatura Usualmente la temperatura tiene un efecto muy fuerte en la

estabilidad de la emulsioacuten Incrementando la temperatura se incrementa la difusioacuten

de las gotas decrece la viscosidad de la fase externa disminuye la peliacutecula

interfasial y se modifica la tensioacuten superficial Todos estos cambios decrementan

la estabilidad de la emulsioacuten

pH La adicioacuten de aacutecidos o bases inorgaacutenicos cambia radicalmente la formacioacuten de

peliacuteculas de asfaacuteltenos y resinas que estabilizan las emulsiones aguaaceite

Ajustando el ph se puede minimizar la estabilidad de la peliacutecula que estabiliza la

emulsioacuten e incrementar la tensioacuten superficial

El pH de la fase agua tiene una fuerte influencia en la estabilidad de la emulsioacuten

Las peliacuteculas riacutegidas de la emulsioacuten contienen aacutecidos orgaacutenicos y bases

asfaltenos con grupos ionizables y soacutelidos

El agregar aacutecidos inorgaacutenicos y bases influencia en la ionizacioacuten en las peliacuteculas

interfaciales y radicalmente cambia las propiedades fiacutesicas de las peliacuteculas El pH

del agua afecta la rigidez de las peliacuteculas interfaciales

El pH tambieacuten influencia en el tipo de emulsioacuten que se forma Un bajo pH (acidez)

generalmente produce emulsiones aguaaceite (que corresponden a peliacuteculas de

soacutelidos mojadas por aceite) sin embargo un pH alto (base) produce emulsiones

aceiteagua (que corresponden a peliacuteculas moacuteviles jabonosas mojadas por agua)

la figura 35 muestra el efecto del pH en la estabilidad de la emulsioacuten para un

crudo de Venezuela

Fig 35 Efecto del pH y de la concentracioacuten de desemulsificante en la estabilidad

de la emulsioacuten

El pH oacuteptimo para desemulsificar es aproximadamente de 10 sin agregar

desemulsificantes La adicioacuten de desemulsificantes aumenta la desemulsificacioacuten

despueacutes de una hora y la separacioacuten completa del agua se logra despueacutes de 24

horas en un rango diverso de pH

La composicioacuten de la salmuera tiene un efecto importante (en relacioacuten con el pH)

en la estabilidad de la emulsioacuten El pH oacuteptimo para una maacutexima estabilidad de la

emulsioacuten depende de las composiciones del crudo y de la salmuera

Edad La edad incrementa la estabilidad de la emulsioacuten porque el tiempo permite

que los surfactantes migren a la interfase de la gota

Esta peliacutecula o piel alrededor de la gota llega a ser maacutes gruesa maacutes fuerte y maacutes

dura La cantidad de agentes emulsificantes se incrementa por oxidacioacuten fotoacutelisis

evaporacioacuten o por la accioacuten de bacterias

Salinidad de la Salmuera La concentracioacuten de la salmuera es un factor

importante en la formacioacuten de emulsiones estables Agua fresca o salmuera con

baja concentracioacuten de sal favorecen la estabilidad de las emulsiones

Por el contrario altas concentraciones de sal provocan peacuterdida en la estabilidad

de las emulsiones

Tipo de Aceite Los crudos con aceite de base parafiacutenica usualmente no forman

emulsiones estables mientras que los crudos nafteacutenicos y de base mixta forman

emulsiones estables Ceras resinas asfaacuteltenos y otros soacutelidos pueden influenciar

la estabilidad de la emulsioacuten En otras palabras el tipo de crudo determina la

cantidad y tipos de emulsificadores naturales

Diferencia de densidad La fuerza neta de gravedad que actuacutea en una gota es

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

continua

Como vemos son muchos los factores que intervienen en la estabilidad y

rompimiento de una emulsioacuten pero el maacutes importante de todos es el de la peliacutecula

interfasial debido a que en eacutesta se encuentran dos fuerzas que se oponen

constantemente

1 La tensioacuten superficial del agua que permite que las gotas pequentildeas formen

gotas mayores las cuales cuando estaacuten suficientemente grandes se asientan por

gravedad

2 La peliacutecula del agente emulsificador que rodea a la gota la cual tiende a evitar

la unioacuten de las gotitas y auacuten en el choque de dos gotas tiende a quedar entre ellas

de manera que no puedan formar una gota maacutes grande

Rompimiento de la Emulsion

La desemulsificacioacuten o separacioacuten del aceite - agua ocurre principalmente en dos

etapas La Floculacioacuten y la Coalescencia La coalescencia ocurre cuando 2 o maacutes

gotas se hacen una dentro de una esfera homogeacutenea Esto pasa por el hecho que

la gota producida tendraacute un volumen igual a pero un aacuterea superficial maacutes pequentildea

que la suma de las gotas originales Tal que esta gota tendraacute una energiacutea de

superficie maacutes baja este estado es maacutes deseable Esto normalmente continuacutea

para formar esferas maacutes grandes hasta que la fase total de aceite es separada del

agua

En la figura 9 Se muestra una emulsioacuten de aceite en agua (gotas de aceite

dispersa en agua) a modo ilustrativo para tener un mejor entendimiento del

proceso de desestabilizacioacuten de una emulsioacuten Sin embargo el tipo de emulsioacuten

que tenemos en el tanque de slop es de agua en aceite (gotas de agua dispersa

en aceite) y su proceso de desestabilizacioacuten es similar tal como se muestra en la

figura 10 y es esta emulsioacuten la que seraacute sometida a tratamiento de

desemulsificacioacuten en friacuteo

La desestabilizacioacuten de este tipo de emulsioacuten (agua en emulsioacuten de aceite)

involucra baacutesicamente tres pasos llamados floculacioacuten seguido por la

sedimentacioacuten de las gotas de agua debido a la diferencia de densidades y

finalmente la coalescencia de las gotas individuales de agua Grandes tamantildeo de

gotas alta diferencia de densidades entre la fase acuosa y de aceite y una baja

viscosidad de la fase continua causan altos rates de sedimentacioacuten Pero si

enfocamos la desestabilizacioacuten desde un punto de vista maacutes detallado tenemos

Floculacioacuten de las gotas para formar un racimo Coalescencia subsiguiente de las

gotas en contacto Separacioacuten de soacutelidos libres de hidrocarburos presentes en

cada gota Agrupacioacuten de soacutelidos dispersados producidos en la separacioacuten

mediante un tiempo de reposo

4211 Floculacioacuten

La floculacioacuten depende de la velocidad de decantacioacuten de las gotas Seguacuten la ley

de Stokes esta velocidad es directamente proporcional al cuadrado del radio de la

gota y a la diferencia de densidades entre la gota de agua y el crudo y es

inversamente a la viscosidad del volumen de liacutequido total Por este hecho la tasa

de decantacioacuten de las gotas es extremadamente corta en un Slop viscoso pesado

ocasionando una emulsioacuten muy estable La importancia de la floculacioacuten tambieacuten

explica la facilidad relativa de desemulsificacioacuten de una emulsioacuten que contiene

gran porcentaje de agua En un sistema de esta naturaleza la intercolisioacuten y

subsiguiente coalescencia de gotas es maacutes probable que en un sistema donde se

contengan una pocas gotas aisladas en un gran volumen de aceite La floculacioacuten

tambieacuten puede ocasionarse por poliacutemeros antifiacutelicos absorbibles en la interfase de

las gotas Un poliacutemero con muacuteltiples segmentos absorbibles puede ocasionar

floculacioacuten al crear puente entre las gotas Una moleacutecula polimeacuterica con

segmentos absorbidos sencillos puede tambieacuten ocasionar floculacioacuten al interactuar

con otros poliacutemeros absorbidos en las distintas gotas Ver figura 11

4212 Coalescencia

Para ldquoromperrdquo estas emulsiones las gotas floculadas tienen que aglomerarse lo

mismo los soacutelidos (coalescer) Las caracteriacutesticas microscoacutepicas de un proceso de

cuales ciencias son bastantes complejas pues involucran la eliminacioacuten de la

peliacutecula gruesa de liacutequido (superior a 1000 A) de la fase continua que separa las

gotas de agua y partiacuteculas soacutelidas en un agregado La peliacutecula que se encuentra

entre las gotas se adelgaza mediante forma uniforme y continua mediante el

drenaje laminar (flujo Reynolds) de la fase externa Este flujo estaacute regido por la

viscosidad y densidad de la fase continua Se trata de un proceso relativamente

lento para emulsiones de Slop muy pesados y viscosos A diferencia de este

descenso lento suave y uniforme del espesor de la peliacutecula eacutesta tambieacuten puede

adelgazarse en forma localizada y discontinuacutea de manera catastroacutefica Este

adelgazamiento localizado se debe a las ondulaciones de la superficie de la gota y

depende de las propiedades de la superficie especiacuteficamente de la viscosidad El

resultado final de este proceso de adelgazamiento es la creacioacuten de un orificio en

la peliacutecula estabilizante o la formacioacuten de una peliacutecula estable

TRATAMIENTO DE CRUDOS

El tratamiento de las emulsiones se realiza en dos etapas baacutesicas la

deshidratacioacuten donde el contenido de agua a 1 o 2 el desalado donde se

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

remanente

Deshidratacioacuten

En esta etapa se remueve el agua libre y las gotas de mayor tamantildeo Los agentes

quiacutemicos 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 emulsioacuten la temperatura del aceite a la entrada del sistema la volatilidad del

aceite y el costo de calentamiento Un diagrama del proceso de deshidratacioacuten se

presenta en la Fig VII4 Se incluyen

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

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 deshidratacioacuten donde el contenido de agua se reduce a 02-2 de

agua

Desalado

En esta segunda etapa el agua residual (02-2) y la salinidad asociada se

reduce mediante la adicioacuten de agua de baja salinidad De acuerdo con los

resultados de campo el volumen de agua de dilucioacuten es aproximadamente 2 oacute 3

veces el volumen de agua residual Sin embargo esta relacioacuten podraacute variar

considerando los siguientes factores

1) La salinidad del agua residual

2) El porcentaje de agua remanente despueacutes de la etapa de deshidratacioacuten

3) La salinidad del agua de dilucioacuten

4) Eficiencia del mezclado del agua de dilucioacuten con la emulsioacuten

5) Contenido de sal requerido al final del tratamiento

La deshidratacioacuten y desalado de crudos deben combinarse aunque no

siempre en la misma planta para mantener el agua y la sal dentro de

especificaciones Los valores maacuteximos generalmente aceptados son 10 de

agua y 100 LMB para manejarse en oleoductos y 01 de agua y 20 LMB para

refinacioacuten o exportacioacuten

DESHIDRATACIOacuteN DEL PETROacuteLEO

La Deshidratacioacuten del Petroacuteleo es el proceso mediante el cual se separa el agua

asociada con el petroacuteleo ya sea en forma emulsionada o libre hasta lograr reducir

su contenido a un porcentaje previamente especificado Generalmente este

porcentaje es igual o inferior al 1 de agua

241 FORMACIOacuteN DE EMULSIONES

Una emulsioacuten es una mezcla de dos liacutequidos inmiscibles es decir liacutequidos bajo

condiciones normales no se mezclan Uno de los liacutequidos se encuentra dispersado

dentro del otro en forma de gotas muy pequentildeas tal como se puede observar en

la Figura 25 pueden variar en tamantildeo desde partiacuteculas como 000001 mm En el

proceso de extraccioacuten de petroacuteleo la mezcla bifaacutesica petroacuteleo crudo y agua se

desplazan en un medio poroso a una velocidad del orden de 1 piediacutea lo que

significa que es insuficiente para que se forme una emulsioacuten

Sin embargo el arreglo de tuberiacuteas y accesorios (bombas equipos auxiliares

vaacutelvulas codos) producen una agitacioacuten suficiente para que el agua se mezcle

con el petroacuteleo y forme asiacute una emulsioacuten

Existen tres requisitos esenciales para formar una emulsioacuten WO (waacuteter and oil)

bull Dos liacutequidos inmiscibles como es el caso agua y petroacuteleo

bull Agitacioacuten suficiente para dispersar partiacuteculas de un liacutequido al otro

bull Un agente emulsionante para estabilizar gotas dispersas en la fase continuacutea

En los campos petroleros las emulsiones de agua en aceite (WO) son llamadas

emulsiones directas mientras que las emulsiones de aceite en agua (OW) son

llamadas emulsiones inversas Esta clasificacioacuten simple no siempre es adecuada

ya que emulsiones muacuteltiples o complejas (oWO oacute wOW) pueden tambieacuten

ocurrir

242 FACTORES DE INFLUENCIA EN LA FORMACIOacuteN DE EMULSIONES

2422 Agentes Emulsionantes

Los agentes emulsionantes son numerosos y pueden ser clasificados de la

siguiente manera

bull Compuestos naturales surfactantes tales como asfaltenos y resinas conteniendo

aacutecidos orgaacutenicos y bases aacutecidos nafteacutenicos aacutecidos carboxiacutelicos compuestos de

azufre fenoles cresoles y otros surfactantes naturales de alto peso molecular

bull Soacutelidos finamente divididos tales como arena arcilla lodos de perforacioacuten

fluidos para estimulacioacuten incrustaciones minerales productos de la corrosioacuten (por

ejemplo sulfuro de hierro oacutexidos) parafinas asfaltenos precipitados Los fluidos

para estimulacioacuten de pozos pueden contribuir a formar emulsiones muy estables

bull Quiacutemicos de produccioacuten antildeadidos tales como inhibidores de corrosioacuten biocidas

limpiadores surfactantes y agentes humectantes

2423 Fases de una emulsioacuten

En una emulsioacuten el liacutequido dispensado dentro de otro en forma de gotas

pequentildeas se conoce como la fase dispersada o fase interna El liacutequido que

circunda de las gotas dispersadas se conoce como la fase continua o fase

externa Una emulsioacuten de petroacuteleo y agua puede tener cualquiera de los liacutequidos

como fase dispersa dependiendo de las caracteriacutesticas del agente emulsificante

Pero la mayoriacutea de los casos es el agua la que estaacute dispersa en forma de gotas en

el petroacuteleo Las emulsiones pueden contener desde una traza hasta un 90 o maacutes

de agua Pueden ser finas oacute gruesas dependiendo de muchos factores que

incluyen las propiedades de los liacutequidos el porcentaje de cada uno y el tipo y la

cantidad de emulsificador presente

En raras ocasiones las emulsiones producidas en los campos son reversas o

invertidas es decir donde la fase dispersa es una gota de emulsioacuten petroacuteleo-agua

y la fase continua en petroacuteleo En la Figura 26 podemos estimar el porcentaje de

agua emulsionada contenida en el petroacuteleo

25 MEacuteTODOS DE TRATAMIENTO DE DESHIDRATACIOacuteN

La comercializacioacuten de petroacuteleo despueacutes de haber sido tratada debe cumplir

exigencias miacutenimas de calidad en cuanto a contenido de agua y sedimentos

(BSampW) y contenido de la sal (libras por mil barriles de petroacuteleo) En general las

refineriacuteas del no aceptan petroacuteleos crudos con valor BSampW superior al 1 o

contenidos de sal por encima de 15 libras por cada mil barriles de crudo Con el fin

de que el petroacuteleo cumpla con las condiciones de calidad es necesario tratar las

emulsiones para romperlas Para romper una emulsioacuten se debe debilitar

neutralizar o destruir la sustancia emulsificante con el fin de que las gotas de

agua puedan unirse y precipitarse por gravedad Las instalaciones tiacutepicas

disponen de varios meacutetodos como son los que se especifica a continuacioacuten

Tratamiento quiacutemico

Tratamiento gravitacional

Tratamiento electrostaacutetico

Tratamiento teacutermico

251 TRATAMIENTO QUIacuteMICO

El tratamiento quiacutemico consiste en agregar a la emulsioacuten ciertas sustancias

quiacutemicas conocidas como ldquoagentes demulsificantesrdquo las cuales se concentran

para atacar la sustancia emulsificante y destruir la emulsioacuten Los demulsificantes

tienen tres acciones principales

1 Fuerte atraccioacuten hacia la interface aceite-agua ellos deben desplazar o

neutralizar a los emulsificadores presentes en la peliacutecula de la interfase

2 Floculacioacuten neutralizan las cargas eleacutectricas repulsivas entre las gotas

dispersas permitiendo el contacto de las mismas

3 Coalescencia permiten que pequentildeas gotas se unan a gotas maacutes grandes que

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

rodea y estabiliza las gotas sea rota

Los demulsificantes son insolubles con el agua pero solubles en aceite esto sirve

para que puedan dispersarse y alcancen las gotas de agua en la fase crudo-agua

2511 Rangos de dosificacioacuten

La dosificacioacuten en forma de choque no es muy recomendable se debe realizar en

forma continua en la relacioacuten determinada en campo o en pruebas de laboratorio

(pruebas de botella5 2512 Seleccioacuten del tipo de demulsificante ) Los rangos de

dosificacioacuten 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

dosificacioacuten que los crudos ligeros

El exceso de dosificacioacuten de demulsificante incrementa los costos de tratamiento

incrementa el aceite contenido en el agua de formacioacuten puede estabilizar aun maacutes

la emulsioacuten regular (WO) y puede producir emulsiones inversas (OW)

2512 Seleccioacuten del tipo de demulsificante

La seleccioacuten de demulsificante se realiza mediante pruebas empiacutericas llamadas

pruebas de botella cuyo meacutetodo es especificado en la norma API MPMS 104

Las teoriacuteas de coacutemo actuacutean los desemulsificantes estaacuten incompletas

Estas teoriacuteas fallan al pretender explicar el funcionamiento de los diferentes tipos

de compuestos quiacutemicos Sin embargo dos generalidades son vaacutelidas

Primero los desemulsificantes efectivos tienen alto peso molecular que son

comparables a los surfactantes naturales Segundo usados como emulsificadores

los desemulsificantes tienden a producir emulsiones inversas(ow)

Una teoriacutea tradicional acerca de coacutemo trabajan los desemulsificantes es que ellos

neutralizan a los agentes emulsificadores en otras palabras rompen las

emulsiones wo al tender en forma natural a formar emulsiones ow Otra

explicacioacuten es que los desemulsificantes hacen que la peliacutecula que rodea a la gota

de agua se vuelva muy riacutegida o se contraiga para finalmente romperse

Los productos quiacutemicos desemulsificantes pueden caracterizarse como sigue

Esteres son buenos deshidratadores provocan una asentamiento lento de

las gotas de agua pero al sobre dosificarse provocan emulsiones inversas

(ow)

Di-epoacutexicos son excelentes deshidratadores pero provocan un

asentamiento lento de las gotas de agua

Uretanos buenos deshidratadores provocan un asentamiento lento de las

gotas de agua

Resinas son buenos deshidratadores provocan un asentamiento raacutepido de

las gotas de agua dan un agua separada limpia

Polialquilenos pobres deshidratadores lento asentamiento de las gotas de

agua

Glicoles requiere mezclarse con otros para aplicarse

Sulfonatos buenos humectantes de soacutelidos y tiene capacidad para el

asentamiento de las gotas de agua sobre dosificaacutendose no causa

emulsiones inversas (ow) pero pueden causar la precipitacioacuten de

partiacuteculas de sulfuro de fierro en el agua separada

Poliesteraminas agentes de superficie activa violentos deshidratan en

bajas dosificaciones al sobredosificarse producen emulsiones inversas

(ow)

Oxialquilados buenos agentes humectantes son usados en mezclas

Poliaminas son lentos en el asentamiento de las gotas de agua

Alcanolaminas son raacutepidos en el asentamiento de las gotas de agua

Un soacutelo compuesto quiacutemico no puede proveer las tres acciones requeridas

anteriormente citadas por lo que los desemulsificantes comerciales son una

mezcla de varios desemulsificantes baacutesicos (30-60 ) maacutes la adicioacuten de solventes

adecuados tales como nafta aromaacutetica pesada benceno tolueno o alcohol

isopropiacutelico para obtener un liacutequido que fluya a la menor temperatura esperada

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

puedan difundirse raacutepidamente a traveacutes de la fase de aceite y alcancen las gotas

de agua

Por el contrario los desemulsificantes para emulsiones inversas ow son muy

solubles en agua Comuacutenmente son poliaminas cuaternarias de amonio de alto

peso molecular mezcladas con aluminio hierro o cloruro de zinc

Los desemulsificantes deben ser dosificados en forma continua en la relacioacuten

determinada por pruebas de botella yo pruebas de campo La dosificacioacuten en

forma de choque no es muy recomendable Los rangos de dosificacioacuten 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 dosificacioacuten que los crudos

ligeros El exceso de dosificacioacuten de desemulsificante incrementa los costos de

tratamiento incrementa el aceite contenido en la salmuera separada puede

estabilizar auacuten maacutes la emulsioacuten regular (aguaaceite) y puede producir emulsiones

inversas (aceiteagua)

Los desemulsificantes deben ser inyectados tan temprano como sea posible (en el

fondo o en la cabeza del pozo) Esto permite maacutes tiempo de contacto y puede

prevenir la formacioacuten de emulsioacuten corriente abajo

La inyeccioacuten de desemulsificante antes de una bomba asegura un adecuado

contacto con el crudo y minimiza la formacioacuten de emulsioacuten por la accioacuten de la

bomba

La seleccioacuten y preparacioacuten del tipo de desemulsificante debe coincidir con el

recipiente de tratamiento de la emulsioacuten Los tanque de lavado que tienen largo

tiempo de retencioacuten (8-24 horas) requieren desemulsificantes de accioacuten lenta Por

otro lado los tratadores-calentadores y las unidades electrostaacuteticas con corto

tiempo de retencioacuten (15-60 minutos) requieren desemulsificantes de accioacuten muy

raacutepida Problemas como precipitacioacuten de parafinas en climas friacuteos incremento de

soacutelidos por workovers y adicioacuten de compuestos quiacutemicos para estimulacioacuten de

pozos pueden requerir el cambio del desemulsificante de liacutenea

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

permitir su completa identificacioacuten seleccionar el desemulsificante maacutes adecuado

es un arte y una ciencia La seleccioacuten estaacute basada en pruebas empiacutericas de

descrito en el meacutetodo API MPMS 104 (1988)

Obviamente para el eacutexito de la prueba de botella se requiere de una buena

muestra de la emulsioacuten del sistema Para que una muestra sea buena debe reunir

las siguientes caracteriacutesticas

1 Debe ser representativa de la corriente

2 Debe ser un compuesto de la produccioacuten de los pozos individuales que estaacuten

alimentando al tratador

3 Contener cantidades representativas de los quiacutemicos presentes en el sistema

tales como inhibidores de corrosioacuten y parafinas

4 Debe ser fresca para evitar la estabilizacioacuten por envejecimiento de la emulsioacuten

El tratamiento quiacutemico en general ofrece las siguientes ventajas

1 La formacioacuten de las emulsiones puede ser completamente prevenida

dosificando los desemulsificantes desde una etapa temprana del tratamiento

2 La emulsioacuten puede ser rota en friacuteo reduciendo los costos de calentamiento de

la emulsioacuten y la peacuterdida de gravedad asociada con el calentamiento

Las desventajas del tratamiento quiacutemico son

1 Una sobredosificacioacuten puede producir nuevas emulsiones que son a menudo

maacutes difiacuteciles de romper que las emulsiones originales

2 No siempre es econoacutemico romper las emulsiones soacutelo con el tratamiento

quiacutemico generalmente es necesario el uso de energiacutea adicional como

calentamiento o electricidad para reducir los costos del tratamiento quiacutemico

252 TRATAMIENTO GRAVITACIONAL

El meacutetodo por asentamiento gravitacional que consiste en la demulsificacioacuten del

agua en el crudo mediante tiempo de retencioacuten y diferencia de densidades se lleva

a cabo en dos diferentes equipos Eliminadores de agua libre (FWKO) y Tanque

de lavado (Wash Tank) Los eliminadores de agua libre (FWKO) sirven para

remover grandes cantidades de agua no emulsionada en la corriente de los fluidos

que llega a la estacioacuten desde los pozos productores y se asientan faacutecilmente en

menos de 5-20 minutos Estos recipientes se encuentran disentildeados bajo la norma

ASME SECCTION VIII

div 1 y en su parte interna estaacute constituido por bafles para direccionar los fluidos

y platos de coalescencia para deshidratar el gas natural El petroacuteleo separado del

agua libre al contener un porcentaje de agua emulsionada que variacutea entre 1 a 30

de BSW (corte de agua) lo cual implica tratarlo en otro sistema que es el tanque

de lavado (Wash Tank) estos tanques operan con la mitad de agua (colchoacuten de

agua) y la otra parte es petroacuteleo El crudo emulsionado entra en la parte inferior a

una altura de 3 pies de lo cual implica que el agua llegue con el crudo y entre en

contacto con el agua del tanque de lavado con lo que se lleva a cabo la

coalescencia del agua mediante el flujo que se ve forzada por bafles internos de la

cual permite incrementar el tempo de retencioacuten Los tanques de lavado se

encuentran disentildeados bajo la norma API 650 El tratamiento quiacutemico el tiempo de

retencioacuten del tanque de lavado y la diferencia de densidades del petroacuteleo y la

emulsioacuten permite que el petroacuteleo ascienda en la parte superior a formar parte de

la zona del petroacuteleo deshidratado este proceso de deshidratacioacuten en el tanque de

lavado se lleva a cabo en un tiempo de residencia que puede estar entre 3 y 36

horas

253 TRATAMIENTO ELECTROSTAacuteTICO

Cuando el crudo cuya gravedad se encuentran por debajo de los 12deg API ya no

resulta rentable utilizar los tanques de lavado para su deshidratacioacuten debido a su

velocidad de asentamiento para estos casos es necesariamente utilizar el meacutetodo

de deshidratacioacuten electrostaacutetica Este meacutetodo se basa principalmente por el efecto

que produce un campo eleacutectrico en la velocidad de asentamiento de las partiacuteculas

de agua contenidas en la emulsioacuten

2531 Principio electrostaacutetico de coalescencia

Este principio se basa en la estructura de la moleacutecula de agua Esta moleacutecula

responde a un campo eleacutectrico por su configuracioacuten Las gotas de agua que se

encuentran dispersas en el petroacuteleo formando la emulsioacuten estas gotas de agua

en su forma natural son esfeacutericas y se encuentran en el estado maacutes bajo de

energiacutea libre Por lo tanto la gota no es dipolar en su estado natural Sin embargo

al aplicarse un campo eleacutectrico se hace dipolar En este caso la gota pasa de una

forma esfeacuterica a una elipsoidal Las cargas positivas se encuentran en un extremo

del elipsoide y las cargas negativas en el otro extremo Cuando se produce la

elongacioacuten para que la gota alcance la forma elipsoidal se afecta la peliacutecula

superficial de la gota haciendo que las gotas adyacentes de diferente polaridad

eleacutectrica se atraigan y choquen formando asiacute la coalescencia dando origen a una

gota maacutes grande que cae con mayor rapidez

2532 Caracteriacutesticas de un coalescedor electrostaacutetico

Un deshidratador electrostaacutetico estaacute dividido en 3 secciones Figura 27 La

primera seccioacuten ocupa aproximadamente el 50 de su longitud y es llamada

ldquoSeccioacuten de calentamientordquo La segunda seccioacuten es llamada ldquoSeccioacuten central o

control de nivelrdquo y esta ocupa por alrededor del 10 de su longitud ubicada

adyacente a la seccioacuten de calentamiento La tercera seccioacuten ocupa el 40 de la

longitud del deshidratador y es denominada ldquoSeccioacuten de asentamientordquo del agua

suspendida para producir crudo limpio Las parrillas de electrodos de alto voltaje

estaacuten localizadas en la parte superior del recipiente arriba de la interface agua

aceite

La velocidad de asentamiento por gravedad es muy lenta tal como se expone en

la Ley de Stokes Por ejemplo una gota de agua de 20 micras de diaacutemetro en un

crudo de 33 degAPI a 100 degF y una viscosidad de 65 cp se asienta a una velocidad

de 007 fthr

La moleacutecula de agua es polar (figura 24) por lo tanto un campo eleacutectrico

incrementa la coalescencia de las gotas dispersas en el aceite por dos

mecanismos que actuacutean simultaacuteneamente (Lucas R N 1976)

1 Sometidas a un campo electrostaacutetico las gotas de agua adquieren una carga

eleacutectrica neta

2 La distribucioacuten al azar de las gotas de agua en el seno del aceite al pasar por el

campo electrostaacutetico se alinean con su carga positiva orientada al electrodo

cargado (negativo)

254 TRATAMIENTO TEacuteRMICO

El tratamiento teacutermico constituye un meacutetodo efectivo y econoacutemico para la

deshidratacioacuten del petroacuteleo y en la mayoriacutea de los casos se utiliza para ayudar en

otros procesos Antes de aplicar la transferencia de calor es necesario separar el

agua libre y el gas con el fin de reducir la energiacutea que se debe aplicar para

calentar el petroacuteleo ya que se requiere 350 BTU para calentar un barril de agua

en 1ordmF y solamente se requiere 150 BTU para calentar un barril de crudo El

calentamiento ayuda al rompimiento de las emulsiones debido a que tiene los

siguientes efectos sobre ella

bull Dilata la peliacutecula superficial que rodea a las gotas de agua debilitaacutendola y

facilitaacutendola la coalescencia entre ellas

bull Origina y aumenta el movimiento de las moleacuteculas de agua produciendo

colisiones cada vez maacutes violentas que ayudan tambieacuten al rompimiento de la

peliacutecula superficial que rodea a la moleacutecula de agua

bull Aumenta la diferencia de densidades entre agua y petroacuteleo facilitando tambieacuten

el asentamiento de las gotas de agua

bull Reduce la tensioacuten superficial del agua facilitando la unioacuten de las gotas ya que

tienden a tomar una superficie coacutencava y a ofrecer mayor superficie de contacto

con el petroacuteleo

bull Reduce la viscosidad del petroacuteleo

La aplicacioacuten de calor para romper la emulsioacuten se puede hacer por medio de

intercambiadores de calor calentadores directos o indirectos y tratadores

teacutermicos

2541 Intercambiadores de Calor

Los intercambiadores de calor son dispositivos en los cuales cumplen una funcioacuten

especiacutefica tal como indica su nombre intercambiar calor entre dos fluidos que no

se mezclan En los procesos petroleros el disentildeo exclusivo de los

intercambiadores de calor es el de tubos y coraza debido a su amplio rango de

servicio y su alta resistencia a diversas condiciones de operacioacuten Normalmente la

transferencia de calor se produce por contacto directo del crudo emulsionado y del

fluido que proporcionaraacute calor usualmente el crudo pasa por los tubos y el fluido

de trabajo por la coraza esto ayuda a que exista un contacto total con turbulencia

del fluido de trabajo para quo no exista puntos muertos y que la transferencia de

calor sea maacutes eficiente Los intercambiadores de calor ademaacutes de ser eficientes

teacutermicamente su mantenimiento es faacutecil ya que uacutenicamente se lo realiza maacutes a

menudo al haz de tubos y los costos asociados a este son bajos

2542 Calentadores Directos

Este tipo de calentadores lleva a cabo la transferencia de calor por contacto

directo entre el crudo emulsionado y la superficie del calentador esto permite

manejar grandes voluacutemenes de fluido con un menor consumo de combustible Son

raacutepidos eficientes y de costo relativamente bajo La desventaja es que son

peligrosos a explosioacuten requieren de supervisioacuten constante y desperdician

productos livianos Su principal uso estaacute en calentar emulsiones no corrosivas que

esteacuten en baja presioacuten

2543 Calentadores Indirectos

Este tipo de calentadores la emulsioacuten fluye traveacutes de tubos sumergido en agua

donde la transferencia de calor se produce indirectamente por medio del agua que

estaacute alrededor del quemador y recibe de este el calor

Los calentadores indirectos presentan una ventaja de mantener la temperatura

constante y no presenta peligro de explosioacuten Como desventaja se puede notar

que requiere de varias horas para calentar despueacutes de un periacuteodo inactivo

Haciendo imposible tratar una emulsioacuten inmediatamente Sus capacidades son

aproximadamente de 2000 barriles de emulsioacuten por diacutea para un aumento de

temperatura de 100 ordmF

2544 Tratadores Teacutermicos

Los tratadores teacutermicos son equipos que combinan el proceso de calentamiento

con un sistema de coalescencia que ademaacutes de calentar el fluido se le da un

tiempo de retencioacuten para que se realice la separacioacuten de crudo y agua

emulsionada Son equipos que permiten desgasificar y drenar agua decantada La

norma API 5L recomienda el uso de estos equipos cuando el porcentaje de agua

emulsionada es menor o igual al 20 ademaacutes para una mejor eficiencia del

proceso de deshidratacioacuten es necesario determinar la temperatura a la cual el

crudo alcanza como miacutenimo una viscosidad de 150 SSU (25 ndash 30 Cp)

Tratamiento Mecaacutenico

Existen en la industria petrolera diversos procesos mecaacutenicos y fiacutesicos para

reducir el nivel de agua y sedimentos (AyS) del crudo producido a los liacutemites

establecidos entre operadoras y compradoras Antiguamente se contaban con

medios pocos desarrollados para realizar las labores de deshidratacioacuten de crudo

pero simultaacuteneamente con el desarrollo de la industria y con la consiguiente

necesidad de tratar el petroacuteleo producido se fueron desarrollando nuevas teacutecnicas

tendientes a lograr procesos de tratamiento con resultados tan satisfactorio como

fuera posible

Los principios en las cuales se basan para realizar la separacioacuten fiacutesica de vapor

liacutequidos o soacutelidos son el momentum oacute cantidad de movimiento la fuerza de

gravedad y la coalescencia como ya hemos mencionado Toda separacioacuten puede

emplear uno o maacutes de estos principios pero siempre las fases de los fluidos

deben ser inmiscibles y de diferentes densidades para que ocurra la separacioacuten

Dentro de esta gama de separadores mecaacutenicos se pueden mencionar por ser

los maacutes usados dentro de la industria petrolera los siguientes

A Separadores API

B Calentadores

C Despojadores de agua libre DAL

D Centrifugadores

E Platos Paralelos y Corrugados

En adelante se presentaraacuten algunos de los dispositivos de separacioacuten mecaacutenica

que se acaban de mencionar como lo son los separadores API y calentadores

dejando para capiacutetulos continuos la base teoacuterica de los otros restantes son los de

mayor intereacutes en esta investigacioacuten

A-Separadores API (Maston 1990)

Los separadores API son usados ampliamente en las refineriacuteas y son aceptados

generalmente como la norma en lo que a dispositivos de separacioacuten de

crudoagua se refiere Muchos autores dan recomendaciones de criterios de

disentildeo para estas unidades las cuales estaacuten compuestas de uno o maacutes canales

de flujo con una seccioacuten rectangular tanto horizontal como vertical Estos

recomiendan un ancho de canal de 6 a 20 ft (18 a 61 m) y una profundidad de 3 a

8 ft (091 a 244 m) Tambieacuten la relacioacuten anchoprofundidad esta restringida a

valores de 03 a 05 Modelos experimentales de separadores han mostrado bajas

eficiencias para relaciones anchoprofundidad por debajo de 02 El agua drenada

de los tanques fluye longitudinalmente a traveacutes de este canal mientras que las

gotas de crudo suben a la superficie para ser removidas

El criterio de disentildeo de los API (apeacutendice J) fue concebido para confirmar la

inherente suposicioacuten en este tipo de separadores crudoagua de que el mismo

criterio podriacutea ser aplicado a los DAL horizontales Este criterio incorpora un

disentildeo con diaacutemetro de gota de 0015 cm y asume que la velocidad de asenso

obedece a la ley de Stokes Las especificaciones de los separadores permiten que

las gotas de crudo lleguen a la superficie donde seraacuten removidas al final del

recorrido longitudinal El flujo es un factor intriacutenseco dentro de este criterio de

disentildeo el cual es un factor de compensacioacuten para cortocircuitos y turbulencia

necesaria

B-Calentadores

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

forma en que se aplica el calor

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

directo de la corriente alimentada con el calentador Aunque este tipo presenta

problemas de sedimentos y de corrosioacuten pueden manejar mayores voluacutemenes de

fluidos con menor gasto de combustible que los calentadores indirectos

Estos calentadores directos operan eficientemente en procesos operando en baja

presioacuten y donde los fluidos manejados no son muy corrosivos

El esquema tiacutepico de calentadores-tratadores directos tipo vertical y horizontal

se muestra en las figuras 27 y 28 respectivamente

El disentildeo normal de un tratador-calentador tipo vertical cumple las siguientes

funciones

1 Desgasificado de la emulsioacuten de entrada

2 Remocioacuten de arenas sedimentos y agua libre previo al calentamiento

3 Lavado con agua y calentamiento de la emulsioacuten

4 Coalescencia y asentamiento de las gotas de agua Coalescencia mecaacutenica

puede ser usada en eacutesta seccioacuten

El aceite deshidratado caliente puede ser usado para precalentar la emulsioacuten de

entrada usando un intercambiador de calor

Los calentadores-tratadores no son recomendables para remover grandes

cantidades de agua libre y eacutesta limitante llega a ser maacutes aguda en yacimientos

viejos con gran produccioacuten de agua congeacutenita En estos casos la instalacioacuten previa

de un DAL es una solucioacuten ideal

Las mismas funciones baacutesicas son previstas en un calentador directo tipo

horizontal como se muestra en la figura 29 La alimentacioacuten es parcialmente

desgasificada luego dirigida hacia la parte de abajo para la precipitacioacuten del agua

libre y la arena Despueacutes la alimentacioacuten es calentada y sufre una uacuteltima

desgasificacioacuten Posteriormente a traveacutes de un distribuidor pasa a un colector de

agua para finalmente pasar a la seccioacuten de coalescencia

Las partiacuteculas soacutelidas tales como arena escama productos de corrosioacuten se

depositaraacuten 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 alimentacioacuten

2 Bloquear la transferencia de calor y causar quemado del equipo de

calentamiento

3 Interferir los controles de nivel aacutenodos vaacutelvulas medidores y bombas

Asimismo pueden incrementar el crecimiento bacteriano y la velocidad de

corrosioacuten

Para prevenir la deposicioacuten de estos sedimentos se pueden instalar

hidrojets que operando a 30 psi por arriba de la presioacuten de operacioacuten del

calentador pueden remover los sedimentos para su drenado por la parte inferior

del recipiente

En los calentadores de tipo indirecto primero se calienta un fluido

Posteriormente a traveacutes de un intercambiador de calor el fluido de calentamiento

transfiere calor a la corriente de alimentacioacuten

En este tipo de calentadores disminuye el riesgo de explosioacuten y son utilizados en

instalaciones donde es posible recuperar calor tales como el gas caliente de

salida de las turbinas

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

ventajas

1 Reduce la viscosidad de la fase continua un incremento en la temperatura de

10degF baja la viscosidad de la emulsioacuten por un factor de 2

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

coalescencia

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

4 Promueve una mejor distribucioacuten del desemulsificante

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

Esto se logra manteniendo la temperatura del crudo por arriba de su punto de

nube

6 Debilita la peliacutecula de emulsificante que rodea a las gotas de agua

Sin embargo el calentamiento presenta las siguientes desventajas

1 Provoca la migracioacuten de los compuestos maacutes volaacutetiles del crudo hacia la fase

gaseosa Esta peacuterdida de ligeros en el crudo provoca una disminucioacuten de volumen

del crudo calentado (encogimiento) y una disminucioacuten en su gravedad API

2 Incrementa los costos de combustible

3 Incrementa los riesgos en las instalaciones

4 Requieren mayor instrumentacioacuten y control

5 Causa depoacutesitos de coke

PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN Y DESLADO DEL PETROacuteLEO CRUDO EN

REFINERIacuteA MADERO (PEMEX)

PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN DE LA ESTACIOacuteN DE PRODUCCION

CUYABENO-TRATAMIENTO QUIMICO

31 UBICACIOacuteN Y CONDICIONES DE OPERACIOacuteN

El aacuterea Cuyabeno tiene una estacioacuten de produccioacuten donde se procesa todo el

crudo agua y gas que producen los 21 pozos activos6 de los cuales 13 pozos

producen por bombeo hidraacuteulico (Power Oil BH) y 8 por bombeo electro

sumergible (BES) Este campo maneja actualmente una produccioacuten promedio de

8597 BPD de petroacuteleo de 258 degAPI 24911 BPD de agua de formacioacuten y 2322

MPCGD de gas asociado7 En la figura 31 se muestra la ubicacioacuten geograacutefica del

campo Cuyabeno

DESCRIPCIOacuteN DEL PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN

Luego de la etapa de separacioacuten la mezcla crudo-agua incluyendo el fluido

separado en el equipo trifaacutesico que se vuelve a unir a la descarga de los

separadores bifaacutesicos e ingresa a la bota desgasificadora donde se extrae el

remanente de gas en el fluido el cual es transferido a la tea de baja y por otro la

emulsioacuten crudo-agua a una presioacuten estimada de entre 20-18 psig sigue hacia el

tanque de lavado que tiene una capacidad en volumen de 18130 Bbls (H= 36

pies Oslash= 60 pies) el cual opera con un colchoacuten de agua promedio de 9 pies En

este recipiente por gravedad e inyeccioacuten de quiacutemicos principalmente el

demulsificante separa el crudo del agua El proceso de deshidratacioacuten actual

indica que el agua excedente del colchoacuten operativo (9 pies promedio) es utilizada

una parte para calentarla con un calentador artesanal usando un miacutenimo de gas

liberado desde los separadores de produccioacuten y prueba que pasan por tres

recipientes denominados depuradores o Scrubber tipo vertical donde se libera al

gas del contenido del liacutequido remanente que puede existir el agua caliente se

mezclaraacute con la emulsioacuten crudo-agua a la entrada del tanque de lavado con el fin

de facilitar la deshidratacioacuten a traveacutes de un equipo denominado Mezclador Estaacutetico

y el resto seraacute enviada al sistema de agua de reinyeccioacuten en el Anexo 7 se

muestra el Diagrama de tuberiacutea e Instrumentacioacuten (PG-CCY-M-002)

El equipo de calentamiento instalado es artesanal y por lo

mismo ineficiente en cuanto al gradiente de temperaturas obtenido (5-10degF)8 con

la que se obtiene una temperatura de crudo 112degF resultante de la mezcla no

recomendable para deshidratacioacuten En la figura 33 se muestra calentador de la

estacioacuten de Cuyabeno

331 TIPO DE QUIacuteMICOS INYECTADOS

El Campo Cuyabeno presenta para la deshidratacioacuten de crudo dos puntos

principales para la inyeccioacuten del quiacutemico como son el muacuteltiple de produccioacuten y

prueba como tambieacuten el ingreso a la bota desgasificadora en la Tabla 33 se

detallan los quiacutemicos inyectados como Demulsificante Antiparafiacutenico Dispersante

Soacutelidos Antiespumante ademaacutes en la tabla mencionada se presenta cantidades

inyectadas y costos de cada uno de los quiacutemicos9 Los productos demulsificantes

son utilizados para separar las moleacuteculas de crudo y agua emulsionadas con un

tiempo de contacto en el tanque de lavado para la determinacioacuten de la cantidad

de quiacutemico inyectado es necesario conocer el sistema de recoleccioacuten de crudo a

objeto de caracterizar las corrientes y determinar mediante anaacutelisis de laboratorio

el porcentaje de emulsioacuten tipo de emulsioacuten porcentaje de Agua libre y Gravedad

API (Normas ASTM D4007-2 Determinacioacuten de agua y sedimentos en crudo por

centrifugacioacuten y ASTM D287-92-2000 Determinacioacuten de la Gravedad API en

crudos y derivados Meacutetodo del Hidroacutemetro)

La parafina es una cera soacutelida del petroacuteleo de alto peso molecular (nuacutemero de

aacutetomos de carbonos presentes en el crudo mayor de 18 aacutetomos de carbonos)

tienen una temperatura de ablandamiento desde 60deg F a 215deg F

aproximadamente Dependiendo donde se presente el problema de precipitacioacuten

de parafina se debe seleccionar el punto de inyeccioacuten para separarlo En la

estacioacuten Cuyabeno se inyecta productos quiacutemicos antiparafiacutenico en el muacuteltiple de

produccioacuten

Los productos antiespumantes son utilizados en los crudos tendientes a formar

espuma a objeto de disiparla generalmente se inyectan en el muacuteltiple de

produccioacuten a cierta distancia del producto quiacutemico demulsificante o en la liacutenea de

entrada de los separadores bifaacutesicos o trifaacutesicos Estos productos son utilizados

cuando hay presencia de soacutelidos en el crudo estos soacutelidos estabilizan las

emulsiones y forman altas interfaces en los tanques de lavado lo que es negativo

para la deshidratacioacuten de crudo Los soacutelidos estaacuten impregnados de crudo que se

mantienen en suspensioacuten en la interface crudo-agua la funcioacuten de los

dispersantes de soacutelidos es cambiar la humectabilidad del soacutelido para que este

emigre de la fase acuosa y se separe Es importante conocer mediante anaacutelisis de

laboratorio en contenido de soacutelidos presentes en el crudo asiacute como el origen de

ello dependeraacute la seleccioacuten del producto quiacutemico dispersante Para la inyeccioacuten de

quiacutemicos se utilizan bombas en cumplimiento de la norma API STD 675 ldquoPositive

Displacement Pumps Controlledrdquo y tanques de fibra de vidrio reforzado de acuerdo

a API 12P ldquoSpecification for Fiberglass Reinforced Plastic Tanksrdquo incluyendo

ademaacutes las conexiones de proceso servicio e instrumentacioacuten hasta las vaacutelvulas

de bloqueo yo instrumento final para conectar al sistema de distribucioacuten En la

Figura 34 se observa la disposicioacuten del sistema de inyeccioacuten de quiacutemicos

Viscosidad de la Fase Continua Una viscosidad alta en la fase externa

disminuye el coeficiente de difusioacuten y la frecuencia de colisioacuten de las gotas por lo

que se incrementa la estabilidad de la emulsioacuten Una alta concentracioacuten de las

gotas tambieacuten incrementa la viscosidad aparente de la fase continuacutea y estabiliza la

emulsioacuten Las emulsiones son en general fluidos no newtonianos

Tamantildeo de la Gota Gotas muy pequentildeas producen emulsiones maacutes estables

porque las gotas maacutes grandes tienden a atraer a gotas maacutes pequentildeas Una gran

distribucioacuten de tamantildeos de partiacuteculas produce una emulsioacuten menos estable que

una distribucioacuten uniforme de tamantildeo de gota

Como se ha mencionado previamente el tamantildeo de las gotas variacutea desde 1 μm a

maacutes de 50 μm Generalmente las emulsiones tienen una distribucioacuten de las gotas

de agua En la figura 34 se muestran distribuciones tiacutepicas de emulsiones

aguaaceite Estas distribuciones se representan en histogramas o en funciones

de distribucioacuten

Fig 34 Distribucioacuten del tamantildeo de las gotas de una emulsioacuten de crudo

Por lo general las emulsiones que tienen gotas de agua pequentildeas seraacuten maacutes

estables Para separar el agua se tiene que coalescer el agua y mientras maacutes

pequentildeas sean las gotas mayor trabajo costaraacute separarlas La distribucioacuten de los

tamantildeos de las gotas afecta a la viscosidad de la emulsioacuten debido a que esta es

mayor mientras las gotas son maacutes pequentildeas La viscosidad de la emulsioacuten seraacute

mayor cuando la distribucioacuten del tamantildeo de las gotas sea estrecha

Relacioacuten de Volumen de Fase Incrementando el volumen de la fase dispersa se

incrementa el nuacutemero de gotas yo tamantildeo de gota el aacuterea interfasial y la tensioacuten

superficial La distancia de separacioacuten tambieacuten se reduce y esto incrementa la

colisioacuten de las gotas Todos estos factores reducen la estabilidad de la emulsioacuten

Temperatura Usualmente la temperatura tiene un efecto muy fuerte en la

estabilidad de la emulsioacuten Incrementando la temperatura se incrementa la difusioacuten

de las gotas decrece la viscosidad de la fase externa disminuye la peliacutecula

interfasial y se modifica la tensioacuten superficial Todos estos cambios decrementan

la estabilidad de la emulsioacuten

pH La adicioacuten de aacutecidos o bases inorgaacutenicos cambia radicalmente la formacioacuten de

peliacuteculas de asfaacuteltenos y resinas que estabilizan las emulsiones aguaaceite

Ajustando el ph se puede minimizar la estabilidad de la peliacutecula que estabiliza la

emulsioacuten e incrementar la tensioacuten superficial

El pH de la fase agua tiene una fuerte influencia en la estabilidad de la emulsioacuten

Las peliacuteculas riacutegidas de la emulsioacuten contienen aacutecidos orgaacutenicos y bases

asfaltenos con grupos ionizables y soacutelidos

El agregar aacutecidos inorgaacutenicos y bases influencia en la ionizacioacuten en las peliacuteculas

interfaciales y radicalmente cambia las propiedades fiacutesicas de las peliacuteculas El pH

del agua afecta la rigidez de las peliacuteculas interfaciales

El pH tambieacuten influencia en el tipo de emulsioacuten que se forma Un bajo pH (acidez)

generalmente produce emulsiones aguaaceite (que corresponden a peliacuteculas de

soacutelidos mojadas por aceite) sin embargo un pH alto (base) produce emulsiones

aceiteagua (que corresponden a peliacuteculas moacuteviles jabonosas mojadas por agua)

la figura 35 muestra el efecto del pH en la estabilidad de la emulsioacuten para un

crudo de Venezuela

Fig 35 Efecto del pH y de la concentracioacuten de desemulsificante en la estabilidad

de la emulsioacuten

El pH oacuteptimo para desemulsificar es aproximadamente de 10 sin agregar

desemulsificantes La adicioacuten de desemulsificantes aumenta la desemulsificacioacuten

despueacutes de una hora y la separacioacuten completa del agua se logra despueacutes de 24

horas en un rango diverso de pH

La composicioacuten de la salmuera tiene un efecto importante (en relacioacuten con el pH)

en la estabilidad de la emulsioacuten El pH oacuteptimo para una maacutexima estabilidad de la

emulsioacuten depende de las composiciones del crudo y de la salmuera

Edad La edad incrementa la estabilidad de la emulsioacuten porque el tiempo permite

que los surfactantes migren a la interfase de la gota

Esta peliacutecula o piel alrededor de la gota llega a ser maacutes gruesa maacutes fuerte y maacutes

dura La cantidad de agentes emulsificantes se incrementa por oxidacioacuten fotoacutelisis

evaporacioacuten o por la accioacuten de bacterias

Salinidad de la Salmuera La concentracioacuten de la salmuera es un factor

importante en la formacioacuten de emulsiones estables Agua fresca o salmuera con

baja concentracioacuten de sal favorecen la estabilidad de las emulsiones

Por el contrario altas concentraciones de sal provocan peacuterdida en la estabilidad

de las emulsiones

Tipo de Aceite Los crudos con aceite de base parafiacutenica usualmente no forman

emulsiones estables mientras que los crudos nafteacutenicos y de base mixta forman

emulsiones estables Ceras resinas asfaacuteltenos y otros soacutelidos pueden influenciar

la estabilidad de la emulsioacuten En otras palabras el tipo de crudo determina la

cantidad y tipos de emulsificadores naturales

Diferencia de densidad La fuerza neta de gravedad que actuacutea en una gota es

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

continua

Como vemos son muchos los factores que intervienen en la estabilidad y

rompimiento de una emulsioacuten pero el maacutes importante de todos es el de la peliacutecula

interfasial debido a que en eacutesta se encuentran dos fuerzas que se oponen

constantemente

1 La tensioacuten superficial del agua que permite que las gotas pequentildeas formen

gotas mayores las cuales cuando estaacuten suficientemente grandes se asientan por

gravedad

2 La peliacutecula del agente emulsificador que rodea a la gota la cual tiende a evitar

la unioacuten de las gotitas y auacuten en el choque de dos gotas tiende a quedar entre ellas

de manera que no puedan formar una gota maacutes grande

Rompimiento de la Emulsion

La desemulsificacioacuten o separacioacuten del aceite - agua ocurre principalmente en dos

etapas La Floculacioacuten y la Coalescencia La coalescencia ocurre cuando 2 o maacutes

gotas se hacen una dentro de una esfera homogeacutenea Esto pasa por el hecho que

la gota producida tendraacute un volumen igual a pero un aacuterea superficial maacutes pequentildea

que la suma de las gotas originales Tal que esta gota tendraacute una energiacutea de

superficie maacutes baja este estado es maacutes deseable Esto normalmente continuacutea

para formar esferas maacutes grandes hasta que la fase total de aceite es separada del

agua

En la figura 9 Se muestra una emulsioacuten de aceite en agua (gotas de aceite

dispersa en agua) a modo ilustrativo para tener un mejor entendimiento del

proceso de desestabilizacioacuten de una emulsioacuten Sin embargo el tipo de emulsioacuten

que tenemos en el tanque de slop es de agua en aceite (gotas de agua dispersa

en aceite) y su proceso de desestabilizacioacuten es similar tal como se muestra en la

figura 10 y es esta emulsioacuten la que seraacute sometida a tratamiento de

desemulsificacioacuten en friacuteo

La desestabilizacioacuten de este tipo de emulsioacuten (agua en emulsioacuten de aceite)

involucra baacutesicamente tres pasos llamados floculacioacuten seguido por la

sedimentacioacuten de las gotas de agua debido a la diferencia de densidades y

finalmente la coalescencia de las gotas individuales de agua Grandes tamantildeo de

gotas alta diferencia de densidades entre la fase acuosa y de aceite y una baja

viscosidad de la fase continua causan altos rates de sedimentacioacuten Pero si

enfocamos la desestabilizacioacuten desde un punto de vista maacutes detallado tenemos

Floculacioacuten de las gotas para formar un racimo Coalescencia subsiguiente de las

gotas en contacto Separacioacuten de soacutelidos libres de hidrocarburos presentes en

cada gota Agrupacioacuten de soacutelidos dispersados producidos en la separacioacuten

mediante un tiempo de reposo

4211 Floculacioacuten

La floculacioacuten depende de la velocidad de decantacioacuten de las gotas Seguacuten la ley

de Stokes esta velocidad es directamente proporcional al cuadrado del radio de la

gota y a la diferencia de densidades entre la gota de agua y el crudo y es

inversamente a la viscosidad del volumen de liacutequido total Por este hecho la tasa

de decantacioacuten de las gotas es extremadamente corta en un Slop viscoso pesado

ocasionando una emulsioacuten muy estable La importancia de la floculacioacuten tambieacuten

explica la facilidad relativa de desemulsificacioacuten de una emulsioacuten que contiene

gran porcentaje de agua En un sistema de esta naturaleza la intercolisioacuten y

subsiguiente coalescencia de gotas es maacutes probable que en un sistema donde se

contengan una pocas gotas aisladas en un gran volumen de aceite La floculacioacuten

tambieacuten puede ocasionarse por poliacutemeros antifiacutelicos absorbibles en la interfase de

las gotas Un poliacutemero con muacuteltiples segmentos absorbibles puede ocasionar

floculacioacuten al crear puente entre las gotas Una moleacutecula polimeacuterica con

segmentos absorbidos sencillos puede tambieacuten ocasionar floculacioacuten al interactuar

con otros poliacutemeros absorbidos en las distintas gotas Ver figura 11

4212 Coalescencia

Para ldquoromperrdquo estas emulsiones las gotas floculadas tienen que aglomerarse lo

mismo los soacutelidos (coalescer) Las caracteriacutesticas microscoacutepicas de un proceso de

cuales ciencias son bastantes complejas pues involucran la eliminacioacuten de la

peliacutecula gruesa de liacutequido (superior a 1000 A) de la fase continua que separa las

gotas de agua y partiacuteculas soacutelidas en un agregado La peliacutecula que se encuentra

entre las gotas se adelgaza mediante forma uniforme y continua mediante el

drenaje laminar (flujo Reynolds) de la fase externa Este flujo estaacute regido por la

viscosidad y densidad de la fase continua Se trata de un proceso relativamente

lento para emulsiones de Slop muy pesados y viscosos A diferencia de este

descenso lento suave y uniforme del espesor de la peliacutecula eacutesta tambieacuten puede

adelgazarse en forma localizada y discontinuacutea de manera catastroacutefica Este

adelgazamiento localizado se debe a las ondulaciones de la superficie de la gota y

depende de las propiedades de la superficie especiacuteficamente de la viscosidad El

resultado final de este proceso de adelgazamiento es la creacioacuten de un orificio en

la peliacutecula estabilizante o la formacioacuten de una peliacutecula estable

TRATAMIENTO DE CRUDOS

El tratamiento de las emulsiones se realiza en dos etapas baacutesicas la

deshidratacioacuten donde el contenido de agua a 1 o 2 el desalado donde se

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

remanente

Deshidratacioacuten

En esta etapa se remueve el agua libre y las gotas de mayor tamantildeo Los agentes

quiacutemicos 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 emulsioacuten la temperatura del aceite a la entrada del sistema la volatilidad del

aceite y el costo de calentamiento Un diagrama del proceso de deshidratacioacuten se

presenta en la Fig VII4 Se incluyen

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

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 deshidratacioacuten donde el contenido de agua se reduce a 02-2 de

agua

Desalado

En esta segunda etapa el agua residual (02-2) y la salinidad asociada se

reduce mediante la adicioacuten de agua de baja salinidad De acuerdo con los

resultados de campo el volumen de agua de dilucioacuten es aproximadamente 2 oacute 3

veces el volumen de agua residual Sin embargo esta relacioacuten podraacute variar

considerando los siguientes factores

1) La salinidad del agua residual

2) El porcentaje de agua remanente despueacutes de la etapa de deshidratacioacuten

3) La salinidad del agua de dilucioacuten

4) Eficiencia del mezclado del agua de dilucioacuten con la emulsioacuten

5) Contenido de sal requerido al final del tratamiento

La deshidratacioacuten y desalado de crudos deben combinarse aunque no

siempre en la misma planta para mantener el agua y la sal dentro de

especificaciones Los valores maacuteximos generalmente aceptados son 10 de

agua y 100 LMB para manejarse en oleoductos y 01 de agua y 20 LMB para

refinacioacuten o exportacioacuten

DESHIDRATACIOacuteN DEL PETROacuteLEO

La Deshidratacioacuten del Petroacuteleo es el proceso mediante el cual se separa el agua

asociada con el petroacuteleo ya sea en forma emulsionada o libre hasta lograr reducir

su contenido a un porcentaje previamente especificado Generalmente este

porcentaje es igual o inferior al 1 de agua

241 FORMACIOacuteN DE EMULSIONES

Una emulsioacuten es una mezcla de dos liacutequidos inmiscibles es decir liacutequidos bajo

condiciones normales no se mezclan Uno de los liacutequidos se encuentra dispersado

dentro del otro en forma de gotas muy pequentildeas tal como se puede observar en

la Figura 25 pueden variar en tamantildeo desde partiacuteculas como 000001 mm En el

proceso de extraccioacuten de petroacuteleo la mezcla bifaacutesica petroacuteleo crudo y agua se

desplazan en un medio poroso a una velocidad del orden de 1 piediacutea lo que

significa que es insuficiente para que se forme una emulsioacuten

Sin embargo el arreglo de tuberiacuteas y accesorios (bombas equipos auxiliares

vaacutelvulas codos) producen una agitacioacuten suficiente para que el agua se mezcle

con el petroacuteleo y forme asiacute una emulsioacuten

Existen tres requisitos esenciales para formar una emulsioacuten WO (waacuteter and oil)

bull Dos liacutequidos inmiscibles como es el caso agua y petroacuteleo

bull Agitacioacuten suficiente para dispersar partiacuteculas de un liacutequido al otro

bull Un agente emulsionante para estabilizar gotas dispersas en la fase continuacutea

En los campos petroleros las emulsiones de agua en aceite (WO) son llamadas

emulsiones directas mientras que las emulsiones de aceite en agua (OW) son

llamadas emulsiones inversas Esta clasificacioacuten simple no siempre es adecuada

ya que emulsiones muacuteltiples o complejas (oWO oacute wOW) pueden tambieacuten

ocurrir

242 FACTORES DE INFLUENCIA EN LA FORMACIOacuteN DE EMULSIONES

2422 Agentes Emulsionantes

Los agentes emulsionantes son numerosos y pueden ser clasificados de la

siguiente manera

bull Compuestos naturales surfactantes tales como asfaltenos y resinas conteniendo

aacutecidos orgaacutenicos y bases aacutecidos nafteacutenicos aacutecidos carboxiacutelicos compuestos de

azufre fenoles cresoles y otros surfactantes naturales de alto peso molecular

bull Soacutelidos finamente divididos tales como arena arcilla lodos de perforacioacuten

fluidos para estimulacioacuten incrustaciones minerales productos de la corrosioacuten (por

ejemplo sulfuro de hierro oacutexidos) parafinas asfaltenos precipitados Los fluidos

para estimulacioacuten de pozos pueden contribuir a formar emulsiones muy estables

bull Quiacutemicos de produccioacuten antildeadidos tales como inhibidores de corrosioacuten biocidas

limpiadores surfactantes y agentes humectantes

2423 Fases de una emulsioacuten

En una emulsioacuten el liacutequido dispensado dentro de otro en forma de gotas

pequentildeas se conoce como la fase dispersada o fase interna El liacutequido que

circunda de las gotas dispersadas se conoce como la fase continua o fase

externa Una emulsioacuten de petroacuteleo y agua puede tener cualquiera de los liacutequidos

como fase dispersa dependiendo de las caracteriacutesticas del agente emulsificante

Pero la mayoriacutea de los casos es el agua la que estaacute dispersa en forma de gotas en

el petroacuteleo Las emulsiones pueden contener desde una traza hasta un 90 o maacutes

de agua Pueden ser finas oacute gruesas dependiendo de muchos factores que

incluyen las propiedades de los liacutequidos el porcentaje de cada uno y el tipo y la

cantidad de emulsificador presente

En raras ocasiones las emulsiones producidas en los campos son reversas o

invertidas es decir donde la fase dispersa es una gota de emulsioacuten petroacuteleo-agua

y la fase continua en petroacuteleo En la Figura 26 podemos estimar el porcentaje de

agua emulsionada contenida en el petroacuteleo

25 MEacuteTODOS DE TRATAMIENTO DE DESHIDRATACIOacuteN

La comercializacioacuten de petroacuteleo despueacutes de haber sido tratada debe cumplir

exigencias miacutenimas de calidad en cuanto a contenido de agua y sedimentos

(BSampW) y contenido de la sal (libras por mil barriles de petroacuteleo) En general las

refineriacuteas del no aceptan petroacuteleos crudos con valor BSampW superior al 1 o

contenidos de sal por encima de 15 libras por cada mil barriles de crudo Con el fin

de que el petroacuteleo cumpla con las condiciones de calidad es necesario tratar las

emulsiones para romperlas Para romper una emulsioacuten se debe debilitar

neutralizar o destruir la sustancia emulsificante con el fin de que las gotas de

agua puedan unirse y precipitarse por gravedad Las instalaciones tiacutepicas

disponen de varios meacutetodos como son los que se especifica a continuacioacuten

Tratamiento quiacutemico

Tratamiento gravitacional

Tratamiento electrostaacutetico

Tratamiento teacutermico

251 TRATAMIENTO QUIacuteMICO

El tratamiento quiacutemico consiste en agregar a la emulsioacuten ciertas sustancias

quiacutemicas conocidas como ldquoagentes demulsificantesrdquo las cuales se concentran

para atacar la sustancia emulsificante y destruir la emulsioacuten Los demulsificantes

tienen tres acciones principales

1 Fuerte atraccioacuten hacia la interface aceite-agua ellos deben desplazar o

neutralizar a los emulsificadores presentes en la peliacutecula de la interfase

2 Floculacioacuten neutralizan las cargas eleacutectricas repulsivas entre las gotas

dispersas permitiendo el contacto de las mismas

3 Coalescencia permiten que pequentildeas gotas se unan a gotas maacutes grandes que

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

rodea y estabiliza las gotas sea rota

Los demulsificantes son insolubles con el agua pero solubles en aceite esto sirve

para que puedan dispersarse y alcancen las gotas de agua en la fase crudo-agua

2511 Rangos de dosificacioacuten

La dosificacioacuten en forma de choque no es muy recomendable se debe realizar en

forma continua en la relacioacuten determinada en campo o en pruebas de laboratorio

(pruebas de botella5 2512 Seleccioacuten del tipo de demulsificante ) Los rangos de

dosificacioacuten 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

dosificacioacuten que los crudos ligeros

El exceso de dosificacioacuten de demulsificante incrementa los costos de tratamiento

incrementa el aceite contenido en el agua de formacioacuten puede estabilizar aun maacutes

la emulsioacuten regular (WO) y puede producir emulsiones inversas (OW)

2512 Seleccioacuten del tipo de demulsificante

La seleccioacuten de demulsificante se realiza mediante pruebas empiacutericas llamadas

pruebas de botella cuyo meacutetodo es especificado en la norma API MPMS 104

Las teoriacuteas de coacutemo actuacutean los desemulsificantes estaacuten incompletas

Estas teoriacuteas fallan al pretender explicar el funcionamiento de los diferentes tipos

de compuestos quiacutemicos Sin embargo dos generalidades son vaacutelidas

Primero los desemulsificantes efectivos tienen alto peso molecular que son

comparables a los surfactantes naturales Segundo usados como emulsificadores

los desemulsificantes tienden a producir emulsiones inversas(ow)

Una teoriacutea tradicional acerca de coacutemo trabajan los desemulsificantes es que ellos

neutralizan a los agentes emulsificadores en otras palabras rompen las

emulsiones wo al tender en forma natural a formar emulsiones ow Otra

explicacioacuten es que los desemulsificantes hacen que la peliacutecula que rodea a la gota

de agua se vuelva muy riacutegida o se contraiga para finalmente romperse

Los productos quiacutemicos desemulsificantes pueden caracterizarse como sigue

Esteres son buenos deshidratadores provocan una asentamiento lento de

las gotas de agua pero al sobre dosificarse provocan emulsiones inversas

(ow)

Di-epoacutexicos son excelentes deshidratadores pero provocan un

asentamiento lento de las gotas de agua

Uretanos buenos deshidratadores provocan un asentamiento lento de las

gotas de agua

Resinas son buenos deshidratadores provocan un asentamiento raacutepido de

las gotas de agua dan un agua separada limpia

Polialquilenos pobres deshidratadores lento asentamiento de las gotas de

agua

Glicoles requiere mezclarse con otros para aplicarse

Sulfonatos buenos humectantes de soacutelidos y tiene capacidad para el

asentamiento de las gotas de agua sobre dosificaacutendose no causa

emulsiones inversas (ow) pero pueden causar la precipitacioacuten de

partiacuteculas de sulfuro de fierro en el agua separada

Poliesteraminas agentes de superficie activa violentos deshidratan en

bajas dosificaciones al sobredosificarse producen emulsiones inversas

(ow)

Oxialquilados buenos agentes humectantes son usados en mezclas

Poliaminas son lentos en el asentamiento de las gotas de agua

Alcanolaminas son raacutepidos en el asentamiento de las gotas de agua

Un soacutelo compuesto quiacutemico no puede proveer las tres acciones requeridas

anteriormente citadas por lo que los desemulsificantes comerciales son una

mezcla de varios desemulsificantes baacutesicos (30-60 ) maacutes la adicioacuten de solventes

adecuados tales como nafta aromaacutetica pesada benceno tolueno o alcohol

isopropiacutelico para obtener un liacutequido que fluya a la menor temperatura esperada

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

puedan difundirse raacutepidamente a traveacutes de la fase de aceite y alcancen las gotas

de agua

Por el contrario los desemulsificantes para emulsiones inversas ow son muy

solubles en agua Comuacutenmente son poliaminas cuaternarias de amonio de alto

peso molecular mezcladas con aluminio hierro o cloruro de zinc

Los desemulsificantes deben ser dosificados en forma continua en la relacioacuten

determinada por pruebas de botella yo pruebas de campo La dosificacioacuten en

forma de choque no es muy recomendable Los rangos de dosificacioacuten 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 dosificacioacuten que los crudos

ligeros El exceso de dosificacioacuten de desemulsificante incrementa los costos de

tratamiento incrementa el aceite contenido en la salmuera separada puede

estabilizar auacuten maacutes la emulsioacuten regular (aguaaceite) y puede producir emulsiones

inversas (aceiteagua)

Los desemulsificantes deben ser inyectados tan temprano como sea posible (en el

fondo o en la cabeza del pozo) Esto permite maacutes tiempo de contacto y puede

prevenir la formacioacuten de emulsioacuten corriente abajo

La inyeccioacuten de desemulsificante antes de una bomba asegura un adecuado

contacto con el crudo y minimiza la formacioacuten de emulsioacuten por la accioacuten de la

bomba

La seleccioacuten y preparacioacuten del tipo de desemulsificante debe coincidir con el

recipiente de tratamiento de la emulsioacuten Los tanque de lavado que tienen largo

tiempo de retencioacuten (8-24 horas) requieren desemulsificantes de accioacuten lenta Por

otro lado los tratadores-calentadores y las unidades electrostaacuteticas con corto

tiempo de retencioacuten (15-60 minutos) requieren desemulsificantes de accioacuten muy

raacutepida Problemas como precipitacioacuten de parafinas en climas friacuteos incremento de

soacutelidos por workovers y adicioacuten de compuestos quiacutemicos para estimulacioacuten de

pozos pueden requerir el cambio del desemulsificante de liacutenea

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

permitir su completa identificacioacuten seleccionar el desemulsificante maacutes adecuado

es un arte y una ciencia La seleccioacuten estaacute basada en pruebas empiacutericas de

descrito en el meacutetodo API MPMS 104 (1988)

Obviamente para el eacutexito de la prueba de botella se requiere de una buena

muestra de la emulsioacuten del sistema Para que una muestra sea buena debe reunir

las siguientes caracteriacutesticas

1 Debe ser representativa de la corriente

2 Debe ser un compuesto de la produccioacuten de los pozos individuales que estaacuten

alimentando al tratador

3 Contener cantidades representativas de los quiacutemicos presentes en el sistema

tales como inhibidores de corrosioacuten y parafinas

4 Debe ser fresca para evitar la estabilizacioacuten por envejecimiento de la emulsioacuten

El tratamiento quiacutemico en general ofrece las siguientes ventajas

1 La formacioacuten de las emulsiones puede ser completamente prevenida

dosificando los desemulsificantes desde una etapa temprana del tratamiento

2 La emulsioacuten puede ser rota en friacuteo reduciendo los costos de calentamiento de

la emulsioacuten y la peacuterdida de gravedad asociada con el calentamiento

Las desventajas del tratamiento quiacutemico son

1 Una sobredosificacioacuten puede producir nuevas emulsiones que son a menudo

maacutes difiacuteciles de romper que las emulsiones originales

2 No siempre es econoacutemico romper las emulsiones soacutelo con el tratamiento

quiacutemico generalmente es necesario el uso de energiacutea adicional como

calentamiento o electricidad para reducir los costos del tratamiento quiacutemico

252 TRATAMIENTO GRAVITACIONAL

El meacutetodo por asentamiento gravitacional que consiste en la demulsificacioacuten del

agua en el crudo mediante tiempo de retencioacuten y diferencia de densidades se lleva

a cabo en dos diferentes equipos Eliminadores de agua libre (FWKO) y Tanque

de lavado (Wash Tank) Los eliminadores de agua libre (FWKO) sirven para

remover grandes cantidades de agua no emulsionada en la corriente de los fluidos

que llega a la estacioacuten desde los pozos productores y se asientan faacutecilmente en

menos de 5-20 minutos Estos recipientes se encuentran disentildeados bajo la norma

ASME SECCTION VIII

div 1 y en su parte interna estaacute constituido por bafles para direccionar los fluidos

y platos de coalescencia para deshidratar el gas natural El petroacuteleo separado del

agua libre al contener un porcentaje de agua emulsionada que variacutea entre 1 a 30

de BSW (corte de agua) lo cual implica tratarlo en otro sistema que es el tanque

de lavado (Wash Tank) estos tanques operan con la mitad de agua (colchoacuten de

agua) y la otra parte es petroacuteleo El crudo emulsionado entra en la parte inferior a

una altura de 3 pies de lo cual implica que el agua llegue con el crudo y entre en

contacto con el agua del tanque de lavado con lo que se lleva a cabo la

coalescencia del agua mediante el flujo que se ve forzada por bafles internos de la

cual permite incrementar el tempo de retencioacuten Los tanques de lavado se

encuentran disentildeados bajo la norma API 650 El tratamiento quiacutemico el tiempo de

retencioacuten del tanque de lavado y la diferencia de densidades del petroacuteleo y la

emulsioacuten permite que el petroacuteleo ascienda en la parte superior a formar parte de

la zona del petroacuteleo deshidratado este proceso de deshidratacioacuten en el tanque de

lavado se lleva a cabo en un tiempo de residencia que puede estar entre 3 y 36

horas

253 TRATAMIENTO ELECTROSTAacuteTICO

Cuando el crudo cuya gravedad se encuentran por debajo de los 12deg API ya no

resulta rentable utilizar los tanques de lavado para su deshidratacioacuten debido a su

velocidad de asentamiento para estos casos es necesariamente utilizar el meacutetodo

de deshidratacioacuten electrostaacutetica Este meacutetodo se basa principalmente por el efecto

que produce un campo eleacutectrico en la velocidad de asentamiento de las partiacuteculas

de agua contenidas en la emulsioacuten

2531 Principio electrostaacutetico de coalescencia

Este principio se basa en la estructura de la moleacutecula de agua Esta moleacutecula

responde a un campo eleacutectrico por su configuracioacuten Las gotas de agua que se

encuentran dispersas en el petroacuteleo formando la emulsioacuten estas gotas de agua

en su forma natural son esfeacutericas y se encuentran en el estado maacutes bajo de

energiacutea libre Por lo tanto la gota no es dipolar en su estado natural Sin embargo

al aplicarse un campo eleacutectrico se hace dipolar En este caso la gota pasa de una

forma esfeacuterica a una elipsoidal Las cargas positivas se encuentran en un extremo

del elipsoide y las cargas negativas en el otro extremo Cuando se produce la

elongacioacuten para que la gota alcance la forma elipsoidal se afecta la peliacutecula

superficial de la gota haciendo que las gotas adyacentes de diferente polaridad

eleacutectrica se atraigan y choquen formando asiacute la coalescencia dando origen a una

gota maacutes grande que cae con mayor rapidez

2532 Caracteriacutesticas de un coalescedor electrostaacutetico

Un deshidratador electrostaacutetico estaacute dividido en 3 secciones Figura 27 La

primera seccioacuten ocupa aproximadamente el 50 de su longitud y es llamada

ldquoSeccioacuten de calentamientordquo La segunda seccioacuten es llamada ldquoSeccioacuten central o

control de nivelrdquo y esta ocupa por alrededor del 10 de su longitud ubicada

adyacente a la seccioacuten de calentamiento La tercera seccioacuten ocupa el 40 de la

longitud del deshidratador y es denominada ldquoSeccioacuten de asentamientordquo del agua

suspendida para producir crudo limpio Las parrillas de electrodos de alto voltaje

estaacuten localizadas en la parte superior del recipiente arriba de la interface agua

aceite

La velocidad de asentamiento por gravedad es muy lenta tal como se expone en

la Ley de Stokes Por ejemplo una gota de agua de 20 micras de diaacutemetro en un

crudo de 33 degAPI a 100 degF y una viscosidad de 65 cp se asienta a una velocidad

de 007 fthr

La moleacutecula de agua es polar (figura 24) por lo tanto un campo eleacutectrico

incrementa la coalescencia de las gotas dispersas en el aceite por dos

mecanismos que actuacutean simultaacuteneamente (Lucas R N 1976)

1 Sometidas a un campo electrostaacutetico las gotas de agua adquieren una carga

eleacutectrica neta

2 La distribucioacuten al azar de las gotas de agua en el seno del aceite al pasar por el

campo electrostaacutetico se alinean con su carga positiva orientada al electrodo

cargado (negativo)

254 TRATAMIENTO TEacuteRMICO

El tratamiento teacutermico constituye un meacutetodo efectivo y econoacutemico para la

deshidratacioacuten del petroacuteleo y en la mayoriacutea de los casos se utiliza para ayudar en

otros procesos Antes de aplicar la transferencia de calor es necesario separar el

agua libre y el gas con el fin de reducir la energiacutea que se debe aplicar para

calentar el petroacuteleo ya que se requiere 350 BTU para calentar un barril de agua

en 1ordmF y solamente se requiere 150 BTU para calentar un barril de crudo El

calentamiento ayuda al rompimiento de las emulsiones debido a que tiene los

siguientes efectos sobre ella

bull Dilata la peliacutecula superficial que rodea a las gotas de agua debilitaacutendola y

facilitaacutendola la coalescencia entre ellas

bull Origina y aumenta el movimiento de las moleacuteculas de agua produciendo

colisiones cada vez maacutes violentas que ayudan tambieacuten al rompimiento de la

peliacutecula superficial que rodea a la moleacutecula de agua

bull Aumenta la diferencia de densidades entre agua y petroacuteleo facilitando tambieacuten

el asentamiento de las gotas de agua

bull Reduce la tensioacuten superficial del agua facilitando la unioacuten de las gotas ya que

tienden a tomar una superficie coacutencava y a ofrecer mayor superficie de contacto

con el petroacuteleo

bull Reduce la viscosidad del petroacuteleo

La aplicacioacuten de calor para romper la emulsioacuten se puede hacer por medio de

intercambiadores de calor calentadores directos o indirectos y tratadores

teacutermicos

2541 Intercambiadores de Calor

Los intercambiadores de calor son dispositivos en los cuales cumplen una funcioacuten

especiacutefica tal como indica su nombre intercambiar calor entre dos fluidos que no

se mezclan En los procesos petroleros el disentildeo exclusivo de los

intercambiadores de calor es el de tubos y coraza debido a su amplio rango de

servicio y su alta resistencia a diversas condiciones de operacioacuten Normalmente la

transferencia de calor se produce por contacto directo del crudo emulsionado y del

fluido que proporcionaraacute calor usualmente el crudo pasa por los tubos y el fluido

de trabajo por la coraza esto ayuda a que exista un contacto total con turbulencia

del fluido de trabajo para quo no exista puntos muertos y que la transferencia de

calor sea maacutes eficiente Los intercambiadores de calor ademaacutes de ser eficientes

teacutermicamente su mantenimiento es faacutecil ya que uacutenicamente se lo realiza maacutes a

menudo al haz de tubos y los costos asociados a este son bajos

2542 Calentadores Directos

Este tipo de calentadores lleva a cabo la transferencia de calor por contacto

directo entre el crudo emulsionado y la superficie del calentador esto permite

manejar grandes voluacutemenes de fluido con un menor consumo de combustible Son

raacutepidos eficientes y de costo relativamente bajo La desventaja es que son

peligrosos a explosioacuten requieren de supervisioacuten constante y desperdician

productos livianos Su principal uso estaacute en calentar emulsiones no corrosivas que

esteacuten en baja presioacuten

2543 Calentadores Indirectos

Este tipo de calentadores la emulsioacuten fluye traveacutes de tubos sumergido en agua

donde la transferencia de calor se produce indirectamente por medio del agua que

estaacute alrededor del quemador y recibe de este el calor

Los calentadores indirectos presentan una ventaja de mantener la temperatura

constante y no presenta peligro de explosioacuten Como desventaja se puede notar

que requiere de varias horas para calentar despueacutes de un periacuteodo inactivo

Haciendo imposible tratar una emulsioacuten inmediatamente Sus capacidades son

aproximadamente de 2000 barriles de emulsioacuten por diacutea para un aumento de

temperatura de 100 ordmF

2544 Tratadores Teacutermicos

Los tratadores teacutermicos son equipos que combinan el proceso de calentamiento

con un sistema de coalescencia que ademaacutes de calentar el fluido se le da un

tiempo de retencioacuten para que se realice la separacioacuten de crudo y agua

emulsionada Son equipos que permiten desgasificar y drenar agua decantada La

norma API 5L recomienda el uso de estos equipos cuando el porcentaje de agua

emulsionada es menor o igual al 20 ademaacutes para una mejor eficiencia del

proceso de deshidratacioacuten es necesario determinar la temperatura a la cual el

crudo alcanza como miacutenimo una viscosidad de 150 SSU (25 ndash 30 Cp)

Tratamiento Mecaacutenico

Existen en la industria petrolera diversos procesos mecaacutenicos y fiacutesicos para

reducir el nivel de agua y sedimentos (AyS) del crudo producido a los liacutemites

establecidos entre operadoras y compradoras Antiguamente se contaban con

medios pocos desarrollados para realizar las labores de deshidratacioacuten de crudo

pero simultaacuteneamente con el desarrollo de la industria y con la consiguiente

necesidad de tratar el petroacuteleo producido se fueron desarrollando nuevas teacutecnicas

tendientes a lograr procesos de tratamiento con resultados tan satisfactorio como

fuera posible

Los principios en las cuales se basan para realizar la separacioacuten fiacutesica de vapor

liacutequidos o soacutelidos son el momentum oacute cantidad de movimiento la fuerza de

gravedad y la coalescencia como ya hemos mencionado Toda separacioacuten puede

emplear uno o maacutes de estos principios pero siempre las fases de los fluidos

deben ser inmiscibles y de diferentes densidades para que ocurra la separacioacuten

Dentro de esta gama de separadores mecaacutenicos se pueden mencionar por ser

los maacutes usados dentro de la industria petrolera los siguientes

A Separadores API

B Calentadores

C Despojadores de agua libre DAL

D Centrifugadores

E Platos Paralelos y Corrugados

En adelante se presentaraacuten algunos de los dispositivos de separacioacuten mecaacutenica

que se acaban de mencionar como lo son los separadores API y calentadores

dejando para capiacutetulos continuos la base teoacuterica de los otros restantes son los de

mayor intereacutes en esta investigacioacuten

A-Separadores API (Maston 1990)

Los separadores API son usados ampliamente en las refineriacuteas y son aceptados

generalmente como la norma en lo que a dispositivos de separacioacuten de

crudoagua se refiere Muchos autores dan recomendaciones de criterios de

disentildeo para estas unidades las cuales estaacuten compuestas de uno o maacutes canales

de flujo con una seccioacuten rectangular tanto horizontal como vertical Estos

recomiendan un ancho de canal de 6 a 20 ft (18 a 61 m) y una profundidad de 3 a

8 ft (091 a 244 m) Tambieacuten la relacioacuten anchoprofundidad esta restringida a

valores de 03 a 05 Modelos experimentales de separadores han mostrado bajas

eficiencias para relaciones anchoprofundidad por debajo de 02 El agua drenada

de los tanques fluye longitudinalmente a traveacutes de este canal mientras que las

gotas de crudo suben a la superficie para ser removidas

El criterio de disentildeo de los API (apeacutendice J) fue concebido para confirmar la

inherente suposicioacuten en este tipo de separadores crudoagua de que el mismo

criterio podriacutea ser aplicado a los DAL horizontales Este criterio incorpora un

disentildeo con diaacutemetro de gota de 0015 cm y asume que la velocidad de asenso

obedece a la ley de Stokes Las especificaciones de los separadores permiten que

las gotas de crudo lleguen a la superficie donde seraacuten removidas al final del

recorrido longitudinal El flujo es un factor intriacutenseco dentro de este criterio de

disentildeo el cual es un factor de compensacioacuten para cortocircuitos y turbulencia

necesaria

B-Calentadores

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

forma en que se aplica el calor

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

directo de la corriente alimentada con el calentador Aunque este tipo presenta

problemas de sedimentos y de corrosioacuten pueden manejar mayores voluacutemenes de

fluidos con menor gasto de combustible que los calentadores indirectos

Estos calentadores directos operan eficientemente en procesos operando en baja

presioacuten y donde los fluidos manejados no son muy corrosivos

El esquema tiacutepico de calentadores-tratadores directos tipo vertical y horizontal

se muestra en las figuras 27 y 28 respectivamente

El disentildeo normal de un tratador-calentador tipo vertical cumple las siguientes

funciones

1 Desgasificado de la emulsioacuten de entrada

2 Remocioacuten de arenas sedimentos y agua libre previo al calentamiento

3 Lavado con agua y calentamiento de la emulsioacuten

4 Coalescencia y asentamiento de las gotas de agua Coalescencia mecaacutenica

puede ser usada en eacutesta seccioacuten

El aceite deshidratado caliente puede ser usado para precalentar la emulsioacuten de

entrada usando un intercambiador de calor

Los calentadores-tratadores no son recomendables para remover grandes

cantidades de agua libre y eacutesta limitante llega a ser maacutes aguda en yacimientos

viejos con gran produccioacuten de agua congeacutenita En estos casos la instalacioacuten previa

de un DAL es una solucioacuten ideal

Las mismas funciones baacutesicas son previstas en un calentador directo tipo

horizontal como se muestra en la figura 29 La alimentacioacuten es parcialmente

desgasificada luego dirigida hacia la parte de abajo para la precipitacioacuten del agua

libre y la arena Despueacutes la alimentacioacuten es calentada y sufre una uacuteltima

desgasificacioacuten Posteriormente a traveacutes de un distribuidor pasa a un colector de

agua para finalmente pasar a la seccioacuten de coalescencia

Las partiacuteculas soacutelidas tales como arena escama productos de corrosioacuten se

depositaraacuten 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 alimentacioacuten

2 Bloquear la transferencia de calor y causar quemado del equipo de

calentamiento

3 Interferir los controles de nivel aacutenodos vaacutelvulas medidores y bombas

Asimismo pueden incrementar el crecimiento bacteriano y la velocidad de

corrosioacuten

Para prevenir la deposicioacuten de estos sedimentos se pueden instalar

hidrojets que operando a 30 psi por arriba de la presioacuten de operacioacuten del

calentador pueden remover los sedimentos para su drenado por la parte inferior

del recipiente

En los calentadores de tipo indirecto primero se calienta un fluido

Posteriormente a traveacutes de un intercambiador de calor el fluido de calentamiento

transfiere calor a la corriente de alimentacioacuten

En este tipo de calentadores disminuye el riesgo de explosioacuten y son utilizados en

instalaciones donde es posible recuperar calor tales como el gas caliente de

salida de las turbinas

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

ventajas

1 Reduce la viscosidad de la fase continua un incremento en la temperatura de

10degF baja la viscosidad de la emulsioacuten por un factor de 2

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

coalescencia

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

4 Promueve una mejor distribucioacuten del desemulsificante

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

Esto se logra manteniendo la temperatura del crudo por arriba de su punto de

nube

6 Debilita la peliacutecula de emulsificante que rodea a las gotas de agua

Sin embargo el calentamiento presenta las siguientes desventajas

1 Provoca la migracioacuten de los compuestos maacutes volaacutetiles del crudo hacia la fase

gaseosa Esta peacuterdida de ligeros en el crudo provoca una disminucioacuten de volumen

del crudo calentado (encogimiento) y una disminucioacuten en su gravedad API

2 Incrementa los costos de combustible

3 Incrementa los riesgos en las instalaciones

4 Requieren mayor instrumentacioacuten y control

5 Causa depoacutesitos de coke

PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN Y DESLADO DEL PETROacuteLEO CRUDO EN

REFINERIacuteA MADERO (PEMEX)

PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN DE LA ESTACIOacuteN DE PRODUCCION

CUYABENO-TRATAMIENTO QUIMICO

31 UBICACIOacuteN Y CONDICIONES DE OPERACIOacuteN

El aacuterea Cuyabeno tiene una estacioacuten de produccioacuten donde se procesa todo el

crudo agua y gas que producen los 21 pozos activos6 de los cuales 13 pozos

producen por bombeo hidraacuteulico (Power Oil BH) y 8 por bombeo electro

sumergible (BES) Este campo maneja actualmente una produccioacuten promedio de

8597 BPD de petroacuteleo de 258 degAPI 24911 BPD de agua de formacioacuten y 2322

MPCGD de gas asociado7 En la figura 31 se muestra la ubicacioacuten geograacutefica del

campo Cuyabeno

DESCRIPCIOacuteN DEL PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN

Luego de la etapa de separacioacuten la mezcla crudo-agua incluyendo el fluido

separado en el equipo trifaacutesico que se vuelve a unir a la descarga de los

separadores bifaacutesicos e ingresa a la bota desgasificadora donde se extrae el

remanente de gas en el fluido el cual es transferido a la tea de baja y por otro la

emulsioacuten crudo-agua a una presioacuten estimada de entre 20-18 psig sigue hacia el

tanque de lavado que tiene una capacidad en volumen de 18130 Bbls (H= 36

pies Oslash= 60 pies) el cual opera con un colchoacuten de agua promedio de 9 pies En

este recipiente por gravedad e inyeccioacuten de quiacutemicos principalmente el

demulsificante separa el crudo del agua El proceso de deshidratacioacuten actual

indica que el agua excedente del colchoacuten operativo (9 pies promedio) es utilizada

una parte para calentarla con un calentador artesanal usando un miacutenimo de gas

liberado desde los separadores de produccioacuten y prueba que pasan por tres

recipientes denominados depuradores o Scrubber tipo vertical donde se libera al

gas del contenido del liacutequido remanente que puede existir el agua caliente se

mezclaraacute con la emulsioacuten crudo-agua a la entrada del tanque de lavado con el fin

de facilitar la deshidratacioacuten a traveacutes de un equipo denominado Mezclador Estaacutetico

y el resto seraacute enviada al sistema de agua de reinyeccioacuten en el Anexo 7 se

muestra el Diagrama de tuberiacutea e Instrumentacioacuten (PG-CCY-M-002)

El equipo de calentamiento instalado es artesanal y por lo

mismo ineficiente en cuanto al gradiente de temperaturas obtenido (5-10degF)8 con

la que se obtiene una temperatura de crudo 112degF resultante de la mezcla no

recomendable para deshidratacioacuten En la figura 33 se muestra calentador de la

estacioacuten de Cuyabeno

331 TIPO DE QUIacuteMICOS INYECTADOS

El Campo Cuyabeno presenta para la deshidratacioacuten de crudo dos puntos

principales para la inyeccioacuten del quiacutemico como son el muacuteltiple de produccioacuten y

prueba como tambieacuten el ingreso a la bota desgasificadora en la Tabla 33 se

detallan los quiacutemicos inyectados como Demulsificante Antiparafiacutenico Dispersante

Soacutelidos Antiespumante ademaacutes en la tabla mencionada se presenta cantidades

inyectadas y costos de cada uno de los quiacutemicos9 Los productos demulsificantes

son utilizados para separar las moleacuteculas de crudo y agua emulsionadas con un

tiempo de contacto en el tanque de lavado para la determinacioacuten de la cantidad

de quiacutemico inyectado es necesario conocer el sistema de recoleccioacuten de crudo a

objeto de caracterizar las corrientes y determinar mediante anaacutelisis de laboratorio

el porcentaje de emulsioacuten tipo de emulsioacuten porcentaje de Agua libre y Gravedad

API (Normas ASTM D4007-2 Determinacioacuten de agua y sedimentos en crudo por

centrifugacioacuten y ASTM D287-92-2000 Determinacioacuten de la Gravedad API en

crudos y derivados Meacutetodo del Hidroacutemetro)

La parafina es una cera soacutelida del petroacuteleo de alto peso molecular (nuacutemero de

aacutetomos de carbonos presentes en el crudo mayor de 18 aacutetomos de carbonos)

tienen una temperatura de ablandamiento desde 60deg F a 215deg F

aproximadamente Dependiendo donde se presente el problema de precipitacioacuten

de parafina se debe seleccionar el punto de inyeccioacuten para separarlo En la

estacioacuten Cuyabeno se inyecta productos quiacutemicos antiparafiacutenico en el muacuteltiple de

produccioacuten

Los productos antiespumantes son utilizados en los crudos tendientes a formar

espuma a objeto de disiparla generalmente se inyectan en el muacuteltiple de

produccioacuten a cierta distancia del producto quiacutemico demulsificante o en la liacutenea de

entrada de los separadores bifaacutesicos o trifaacutesicos Estos productos son utilizados

cuando hay presencia de soacutelidos en el crudo estos soacutelidos estabilizan las

emulsiones y forman altas interfaces en los tanques de lavado lo que es negativo

para la deshidratacioacuten de crudo Los soacutelidos estaacuten impregnados de crudo que se

mantienen en suspensioacuten en la interface crudo-agua la funcioacuten de los

dispersantes de soacutelidos es cambiar la humectabilidad del soacutelido para que este

emigre de la fase acuosa y se separe Es importante conocer mediante anaacutelisis de

laboratorio en contenido de soacutelidos presentes en el crudo asiacute como el origen de

ello dependeraacute la seleccioacuten del producto quiacutemico dispersante Para la inyeccioacuten de

quiacutemicos se utilizan bombas en cumplimiento de la norma API STD 675 ldquoPositive

Displacement Pumps Controlledrdquo y tanques de fibra de vidrio reforzado de acuerdo

a API 12P ldquoSpecification for Fiberglass Reinforced Plastic Tanksrdquo incluyendo

ademaacutes las conexiones de proceso servicio e instrumentacioacuten hasta las vaacutelvulas

de bloqueo yo instrumento final para conectar al sistema de distribucioacuten En la

Figura 34 se observa la disposicioacuten del sistema de inyeccioacuten de quiacutemicos

Por lo general las emulsiones que tienen gotas de agua pequentildeas seraacuten maacutes

estables Para separar el agua se tiene que coalescer el agua y mientras maacutes

pequentildeas sean las gotas mayor trabajo costaraacute separarlas La distribucioacuten de los

tamantildeos de las gotas afecta a la viscosidad de la emulsioacuten debido a que esta es

mayor mientras las gotas son maacutes pequentildeas La viscosidad de la emulsioacuten seraacute

mayor cuando la distribucioacuten del tamantildeo de las gotas sea estrecha

Relacioacuten de Volumen de Fase Incrementando el volumen de la fase dispersa se

incrementa el nuacutemero de gotas yo tamantildeo de gota el aacuterea interfasial y la tensioacuten

superficial La distancia de separacioacuten tambieacuten se reduce y esto incrementa la

colisioacuten de las gotas Todos estos factores reducen la estabilidad de la emulsioacuten

Temperatura Usualmente la temperatura tiene un efecto muy fuerte en la

estabilidad de la emulsioacuten Incrementando la temperatura se incrementa la difusioacuten

de las gotas decrece la viscosidad de la fase externa disminuye la peliacutecula

interfasial y se modifica la tensioacuten superficial Todos estos cambios decrementan

la estabilidad de la emulsioacuten

pH La adicioacuten de aacutecidos o bases inorgaacutenicos cambia radicalmente la formacioacuten de

peliacuteculas de asfaacuteltenos y resinas que estabilizan las emulsiones aguaaceite

Ajustando el ph se puede minimizar la estabilidad de la peliacutecula que estabiliza la

emulsioacuten e incrementar la tensioacuten superficial

El pH de la fase agua tiene una fuerte influencia en la estabilidad de la emulsioacuten

Las peliacuteculas riacutegidas de la emulsioacuten contienen aacutecidos orgaacutenicos y bases

asfaltenos con grupos ionizables y soacutelidos

El agregar aacutecidos inorgaacutenicos y bases influencia en la ionizacioacuten en las peliacuteculas

interfaciales y radicalmente cambia las propiedades fiacutesicas de las peliacuteculas El pH

del agua afecta la rigidez de las peliacuteculas interfaciales

El pH tambieacuten influencia en el tipo de emulsioacuten que se forma Un bajo pH (acidez)

generalmente produce emulsiones aguaaceite (que corresponden a peliacuteculas de

soacutelidos mojadas por aceite) sin embargo un pH alto (base) produce emulsiones

aceiteagua (que corresponden a peliacuteculas moacuteviles jabonosas mojadas por agua)

la figura 35 muestra el efecto del pH en la estabilidad de la emulsioacuten para un

crudo de Venezuela

Fig 35 Efecto del pH y de la concentracioacuten de desemulsificante en la estabilidad

de la emulsioacuten

El pH oacuteptimo para desemulsificar es aproximadamente de 10 sin agregar

desemulsificantes La adicioacuten de desemulsificantes aumenta la desemulsificacioacuten

despueacutes de una hora y la separacioacuten completa del agua se logra despueacutes de 24

horas en un rango diverso de pH

La composicioacuten de la salmuera tiene un efecto importante (en relacioacuten con el pH)

en la estabilidad de la emulsioacuten El pH oacuteptimo para una maacutexima estabilidad de la

emulsioacuten depende de las composiciones del crudo y de la salmuera

Edad La edad incrementa la estabilidad de la emulsioacuten porque el tiempo permite

que los surfactantes migren a la interfase de la gota

Esta peliacutecula o piel alrededor de la gota llega a ser maacutes gruesa maacutes fuerte y maacutes

dura La cantidad de agentes emulsificantes se incrementa por oxidacioacuten fotoacutelisis

evaporacioacuten o por la accioacuten de bacterias

Salinidad de la Salmuera La concentracioacuten de la salmuera es un factor

importante en la formacioacuten de emulsiones estables Agua fresca o salmuera con

baja concentracioacuten de sal favorecen la estabilidad de las emulsiones

Por el contrario altas concentraciones de sal provocan peacuterdida en la estabilidad

de las emulsiones

Tipo de Aceite Los crudos con aceite de base parafiacutenica usualmente no forman

emulsiones estables mientras que los crudos nafteacutenicos y de base mixta forman

emulsiones estables Ceras resinas asfaacuteltenos y otros soacutelidos pueden influenciar

la estabilidad de la emulsioacuten En otras palabras el tipo de crudo determina la

cantidad y tipos de emulsificadores naturales

Diferencia de densidad La fuerza neta de gravedad que actuacutea en una gota es

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

continua

Como vemos son muchos los factores que intervienen en la estabilidad y

rompimiento de una emulsioacuten pero el maacutes importante de todos es el de la peliacutecula

interfasial debido a que en eacutesta se encuentran dos fuerzas que se oponen

constantemente

1 La tensioacuten superficial del agua que permite que las gotas pequentildeas formen

gotas mayores las cuales cuando estaacuten suficientemente grandes se asientan por

gravedad

2 La peliacutecula del agente emulsificador que rodea a la gota la cual tiende a evitar

la unioacuten de las gotitas y auacuten en el choque de dos gotas tiende a quedar entre ellas

de manera que no puedan formar una gota maacutes grande

Rompimiento de la Emulsion

La desemulsificacioacuten o separacioacuten del aceite - agua ocurre principalmente en dos

etapas La Floculacioacuten y la Coalescencia La coalescencia ocurre cuando 2 o maacutes

gotas se hacen una dentro de una esfera homogeacutenea Esto pasa por el hecho que

la gota producida tendraacute un volumen igual a pero un aacuterea superficial maacutes pequentildea

que la suma de las gotas originales Tal que esta gota tendraacute una energiacutea de

superficie maacutes baja este estado es maacutes deseable Esto normalmente continuacutea

para formar esferas maacutes grandes hasta que la fase total de aceite es separada del

agua

En la figura 9 Se muestra una emulsioacuten de aceite en agua (gotas de aceite

dispersa en agua) a modo ilustrativo para tener un mejor entendimiento del

proceso de desestabilizacioacuten de una emulsioacuten Sin embargo el tipo de emulsioacuten

que tenemos en el tanque de slop es de agua en aceite (gotas de agua dispersa

en aceite) y su proceso de desestabilizacioacuten es similar tal como se muestra en la

figura 10 y es esta emulsioacuten la que seraacute sometida a tratamiento de

desemulsificacioacuten en friacuteo

La desestabilizacioacuten de este tipo de emulsioacuten (agua en emulsioacuten de aceite)

involucra baacutesicamente tres pasos llamados floculacioacuten seguido por la

sedimentacioacuten de las gotas de agua debido a la diferencia de densidades y

finalmente la coalescencia de las gotas individuales de agua Grandes tamantildeo de

gotas alta diferencia de densidades entre la fase acuosa y de aceite y una baja

viscosidad de la fase continua causan altos rates de sedimentacioacuten Pero si

enfocamos la desestabilizacioacuten desde un punto de vista maacutes detallado tenemos

Floculacioacuten de las gotas para formar un racimo Coalescencia subsiguiente de las

gotas en contacto Separacioacuten de soacutelidos libres de hidrocarburos presentes en

cada gota Agrupacioacuten de soacutelidos dispersados producidos en la separacioacuten

mediante un tiempo de reposo

4211 Floculacioacuten

La floculacioacuten depende de la velocidad de decantacioacuten de las gotas Seguacuten la ley

de Stokes esta velocidad es directamente proporcional al cuadrado del radio de la

gota y a la diferencia de densidades entre la gota de agua y el crudo y es

inversamente a la viscosidad del volumen de liacutequido total Por este hecho la tasa

de decantacioacuten de las gotas es extremadamente corta en un Slop viscoso pesado

ocasionando una emulsioacuten muy estable La importancia de la floculacioacuten tambieacuten

explica la facilidad relativa de desemulsificacioacuten de una emulsioacuten que contiene

gran porcentaje de agua En un sistema de esta naturaleza la intercolisioacuten y

subsiguiente coalescencia de gotas es maacutes probable que en un sistema donde se

contengan una pocas gotas aisladas en un gran volumen de aceite La floculacioacuten

tambieacuten puede ocasionarse por poliacutemeros antifiacutelicos absorbibles en la interfase de

las gotas Un poliacutemero con muacuteltiples segmentos absorbibles puede ocasionar

floculacioacuten al crear puente entre las gotas Una moleacutecula polimeacuterica con

segmentos absorbidos sencillos puede tambieacuten ocasionar floculacioacuten al interactuar

con otros poliacutemeros absorbidos en las distintas gotas Ver figura 11

4212 Coalescencia

Para ldquoromperrdquo estas emulsiones las gotas floculadas tienen que aglomerarse lo

mismo los soacutelidos (coalescer) Las caracteriacutesticas microscoacutepicas de un proceso de

cuales ciencias son bastantes complejas pues involucran la eliminacioacuten de la

peliacutecula gruesa de liacutequido (superior a 1000 A) de la fase continua que separa las

gotas de agua y partiacuteculas soacutelidas en un agregado La peliacutecula que se encuentra

entre las gotas se adelgaza mediante forma uniforme y continua mediante el

drenaje laminar (flujo Reynolds) de la fase externa Este flujo estaacute regido por la

viscosidad y densidad de la fase continua Se trata de un proceso relativamente

lento para emulsiones de Slop muy pesados y viscosos A diferencia de este

descenso lento suave y uniforme del espesor de la peliacutecula eacutesta tambieacuten puede

adelgazarse en forma localizada y discontinuacutea de manera catastroacutefica Este

adelgazamiento localizado se debe a las ondulaciones de la superficie de la gota y

depende de las propiedades de la superficie especiacuteficamente de la viscosidad El

resultado final de este proceso de adelgazamiento es la creacioacuten de un orificio en

la peliacutecula estabilizante o la formacioacuten de una peliacutecula estable

TRATAMIENTO DE CRUDOS

El tratamiento de las emulsiones se realiza en dos etapas baacutesicas la

deshidratacioacuten donde el contenido de agua a 1 o 2 el desalado donde se

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

remanente

Deshidratacioacuten

En esta etapa se remueve el agua libre y las gotas de mayor tamantildeo Los agentes

quiacutemicos 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 emulsioacuten la temperatura del aceite a la entrada del sistema la volatilidad del

aceite y el costo de calentamiento Un diagrama del proceso de deshidratacioacuten se

presenta en la Fig VII4 Se incluyen

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

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 deshidratacioacuten donde el contenido de agua se reduce a 02-2 de

agua

Desalado

En esta segunda etapa el agua residual (02-2) y la salinidad asociada se

reduce mediante la adicioacuten de agua de baja salinidad De acuerdo con los

resultados de campo el volumen de agua de dilucioacuten es aproximadamente 2 oacute 3

veces el volumen de agua residual Sin embargo esta relacioacuten podraacute variar

considerando los siguientes factores

1) La salinidad del agua residual

2) El porcentaje de agua remanente despueacutes de la etapa de deshidratacioacuten

3) La salinidad del agua de dilucioacuten

4) Eficiencia del mezclado del agua de dilucioacuten con la emulsioacuten

5) Contenido de sal requerido al final del tratamiento

La deshidratacioacuten y desalado de crudos deben combinarse aunque no

siempre en la misma planta para mantener el agua y la sal dentro de

especificaciones Los valores maacuteximos generalmente aceptados son 10 de

agua y 100 LMB para manejarse en oleoductos y 01 de agua y 20 LMB para

refinacioacuten o exportacioacuten

DESHIDRATACIOacuteN DEL PETROacuteLEO

La Deshidratacioacuten del Petroacuteleo es el proceso mediante el cual se separa el agua

asociada con el petroacuteleo ya sea en forma emulsionada o libre hasta lograr reducir

su contenido a un porcentaje previamente especificado Generalmente este

porcentaje es igual o inferior al 1 de agua

241 FORMACIOacuteN DE EMULSIONES

Una emulsioacuten es una mezcla de dos liacutequidos inmiscibles es decir liacutequidos bajo

condiciones normales no se mezclan Uno de los liacutequidos se encuentra dispersado

dentro del otro en forma de gotas muy pequentildeas tal como se puede observar en

la Figura 25 pueden variar en tamantildeo desde partiacuteculas como 000001 mm En el

proceso de extraccioacuten de petroacuteleo la mezcla bifaacutesica petroacuteleo crudo y agua se

desplazan en un medio poroso a una velocidad del orden de 1 piediacutea lo que

significa que es insuficiente para que se forme una emulsioacuten

Sin embargo el arreglo de tuberiacuteas y accesorios (bombas equipos auxiliares

vaacutelvulas codos) producen una agitacioacuten suficiente para que el agua se mezcle

con el petroacuteleo y forme asiacute una emulsioacuten

Existen tres requisitos esenciales para formar una emulsioacuten WO (waacuteter and oil)

bull Dos liacutequidos inmiscibles como es el caso agua y petroacuteleo

bull Agitacioacuten suficiente para dispersar partiacuteculas de un liacutequido al otro

bull Un agente emulsionante para estabilizar gotas dispersas en la fase continuacutea

En los campos petroleros las emulsiones de agua en aceite (WO) son llamadas

emulsiones directas mientras que las emulsiones de aceite en agua (OW) son

llamadas emulsiones inversas Esta clasificacioacuten simple no siempre es adecuada

ya que emulsiones muacuteltiples o complejas (oWO oacute wOW) pueden tambieacuten

ocurrir

242 FACTORES DE INFLUENCIA EN LA FORMACIOacuteN DE EMULSIONES

2422 Agentes Emulsionantes

Los agentes emulsionantes son numerosos y pueden ser clasificados de la

siguiente manera

bull Compuestos naturales surfactantes tales como asfaltenos y resinas conteniendo

aacutecidos orgaacutenicos y bases aacutecidos nafteacutenicos aacutecidos carboxiacutelicos compuestos de

azufre fenoles cresoles y otros surfactantes naturales de alto peso molecular

bull Soacutelidos finamente divididos tales como arena arcilla lodos de perforacioacuten

fluidos para estimulacioacuten incrustaciones minerales productos de la corrosioacuten (por

ejemplo sulfuro de hierro oacutexidos) parafinas asfaltenos precipitados Los fluidos

para estimulacioacuten de pozos pueden contribuir a formar emulsiones muy estables

bull Quiacutemicos de produccioacuten antildeadidos tales como inhibidores de corrosioacuten biocidas

limpiadores surfactantes y agentes humectantes

2423 Fases de una emulsioacuten

En una emulsioacuten el liacutequido dispensado dentro de otro en forma de gotas

pequentildeas se conoce como la fase dispersada o fase interna El liacutequido que

circunda de las gotas dispersadas se conoce como la fase continua o fase

externa Una emulsioacuten de petroacuteleo y agua puede tener cualquiera de los liacutequidos

como fase dispersa dependiendo de las caracteriacutesticas del agente emulsificante

Pero la mayoriacutea de los casos es el agua la que estaacute dispersa en forma de gotas en

el petroacuteleo Las emulsiones pueden contener desde una traza hasta un 90 o maacutes

de agua Pueden ser finas oacute gruesas dependiendo de muchos factores que

incluyen las propiedades de los liacutequidos el porcentaje de cada uno y el tipo y la

cantidad de emulsificador presente

En raras ocasiones las emulsiones producidas en los campos son reversas o

invertidas es decir donde la fase dispersa es una gota de emulsioacuten petroacuteleo-agua

y la fase continua en petroacuteleo En la Figura 26 podemos estimar el porcentaje de

agua emulsionada contenida en el petroacuteleo

25 MEacuteTODOS DE TRATAMIENTO DE DESHIDRATACIOacuteN

La comercializacioacuten de petroacuteleo despueacutes de haber sido tratada debe cumplir

exigencias miacutenimas de calidad en cuanto a contenido de agua y sedimentos

(BSampW) y contenido de la sal (libras por mil barriles de petroacuteleo) En general las

refineriacuteas del no aceptan petroacuteleos crudos con valor BSampW superior al 1 o

contenidos de sal por encima de 15 libras por cada mil barriles de crudo Con el fin

de que el petroacuteleo cumpla con las condiciones de calidad es necesario tratar las

emulsiones para romperlas Para romper una emulsioacuten se debe debilitar

neutralizar o destruir la sustancia emulsificante con el fin de que las gotas de

agua puedan unirse y precipitarse por gravedad Las instalaciones tiacutepicas

disponen de varios meacutetodos como son los que se especifica a continuacioacuten

Tratamiento quiacutemico

Tratamiento gravitacional

Tratamiento electrostaacutetico

Tratamiento teacutermico

251 TRATAMIENTO QUIacuteMICO

El tratamiento quiacutemico consiste en agregar a la emulsioacuten ciertas sustancias

quiacutemicas conocidas como ldquoagentes demulsificantesrdquo las cuales se concentran

para atacar la sustancia emulsificante y destruir la emulsioacuten Los demulsificantes

tienen tres acciones principales

1 Fuerte atraccioacuten hacia la interface aceite-agua ellos deben desplazar o

neutralizar a los emulsificadores presentes en la peliacutecula de la interfase

2 Floculacioacuten neutralizan las cargas eleacutectricas repulsivas entre las gotas

dispersas permitiendo el contacto de las mismas

3 Coalescencia permiten que pequentildeas gotas se unan a gotas maacutes grandes que

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

rodea y estabiliza las gotas sea rota

Los demulsificantes son insolubles con el agua pero solubles en aceite esto sirve

para que puedan dispersarse y alcancen las gotas de agua en la fase crudo-agua

2511 Rangos de dosificacioacuten

La dosificacioacuten en forma de choque no es muy recomendable se debe realizar en

forma continua en la relacioacuten determinada en campo o en pruebas de laboratorio

(pruebas de botella5 2512 Seleccioacuten del tipo de demulsificante ) Los rangos de

dosificacioacuten 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

dosificacioacuten que los crudos ligeros

El exceso de dosificacioacuten de demulsificante incrementa los costos de tratamiento

incrementa el aceite contenido en el agua de formacioacuten puede estabilizar aun maacutes

la emulsioacuten regular (WO) y puede producir emulsiones inversas (OW)

2512 Seleccioacuten del tipo de demulsificante

La seleccioacuten de demulsificante se realiza mediante pruebas empiacutericas llamadas

pruebas de botella cuyo meacutetodo es especificado en la norma API MPMS 104

Las teoriacuteas de coacutemo actuacutean los desemulsificantes estaacuten incompletas

Estas teoriacuteas fallan al pretender explicar el funcionamiento de los diferentes tipos

de compuestos quiacutemicos Sin embargo dos generalidades son vaacutelidas

Primero los desemulsificantes efectivos tienen alto peso molecular que son

comparables a los surfactantes naturales Segundo usados como emulsificadores

los desemulsificantes tienden a producir emulsiones inversas(ow)

Una teoriacutea tradicional acerca de coacutemo trabajan los desemulsificantes es que ellos

neutralizan a los agentes emulsificadores en otras palabras rompen las

emulsiones wo al tender en forma natural a formar emulsiones ow Otra

explicacioacuten es que los desemulsificantes hacen que la peliacutecula que rodea a la gota

de agua se vuelva muy riacutegida o se contraiga para finalmente romperse

Los productos quiacutemicos desemulsificantes pueden caracterizarse como sigue

Esteres son buenos deshidratadores provocan una asentamiento lento de

las gotas de agua pero al sobre dosificarse provocan emulsiones inversas

(ow)

Di-epoacutexicos son excelentes deshidratadores pero provocan un

asentamiento lento de las gotas de agua

Uretanos buenos deshidratadores provocan un asentamiento lento de las

gotas de agua

Resinas son buenos deshidratadores provocan un asentamiento raacutepido de

las gotas de agua dan un agua separada limpia

Polialquilenos pobres deshidratadores lento asentamiento de las gotas de

agua

Glicoles requiere mezclarse con otros para aplicarse

Sulfonatos buenos humectantes de soacutelidos y tiene capacidad para el

asentamiento de las gotas de agua sobre dosificaacutendose no causa

emulsiones inversas (ow) pero pueden causar la precipitacioacuten de

partiacuteculas de sulfuro de fierro en el agua separada

Poliesteraminas agentes de superficie activa violentos deshidratan en

bajas dosificaciones al sobredosificarse producen emulsiones inversas

(ow)

Oxialquilados buenos agentes humectantes son usados en mezclas

Poliaminas son lentos en el asentamiento de las gotas de agua

Alcanolaminas son raacutepidos en el asentamiento de las gotas de agua

Un soacutelo compuesto quiacutemico no puede proveer las tres acciones requeridas

anteriormente citadas por lo que los desemulsificantes comerciales son una

mezcla de varios desemulsificantes baacutesicos (30-60 ) maacutes la adicioacuten de solventes

adecuados tales como nafta aromaacutetica pesada benceno tolueno o alcohol

isopropiacutelico para obtener un liacutequido que fluya a la menor temperatura esperada

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

puedan difundirse raacutepidamente a traveacutes de la fase de aceite y alcancen las gotas

de agua

Por el contrario los desemulsificantes para emulsiones inversas ow son muy

solubles en agua Comuacutenmente son poliaminas cuaternarias de amonio de alto

peso molecular mezcladas con aluminio hierro o cloruro de zinc

Los desemulsificantes deben ser dosificados en forma continua en la relacioacuten

determinada por pruebas de botella yo pruebas de campo La dosificacioacuten en

forma de choque no es muy recomendable Los rangos de dosificacioacuten 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 dosificacioacuten que los crudos

ligeros El exceso de dosificacioacuten de desemulsificante incrementa los costos de

tratamiento incrementa el aceite contenido en la salmuera separada puede

estabilizar auacuten maacutes la emulsioacuten regular (aguaaceite) y puede producir emulsiones

inversas (aceiteagua)

Los desemulsificantes deben ser inyectados tan temprano como sea posible (en el

fondo o en la cabeza del pozo) Esto permite maacutes tiempo de contacto y puede

prevenir la formacioacuten de emulsioacuten corriente abajo

La inyeccioacuten de desemulsificante antes de una bomba asegura un adecuado

contacto con el crudo y minimiza la formacioacuten de emulsioacuten por la accioacuten de la

bomba

La seleccioacuten y preparacioacuten del tipo de desemulsificante debe coincidir con el

recipiente de tratamiento de la emulsioacuten Los tanque de lavado que tienen largo

tiempo de retencioacuten (8-24 horas) requieren desemulsificantes de accioacuten lenta Por

otro lado los tratadores-calentadores y las unidades electrostaacuteticas con corto

tiempo de retencioacuten (15-60 minutos) requieren desemulsificantes de accioacuten muy

raacutepida Problemas como precipitacioacuten de parafinas en climas friacuteos incremento de

soacutelidos por workovers y adicioacuten de compuestos quiacutemicos para estimulacioacuten de

pozos pueden requerir el cambio del desemulsificante de liacutenea

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

permitir su completa identificacioacuten seleccionar el desemulsificante maacutes adecuado

es un arte y una ciencia La seleccioacuten estaacute basada en pruebas empiacutericas de

descrito en el meacutetodo API MPMS 104 (1988)

Obviamente para el eacutexito de la prueba de botella se requiere de una buena

muestra de la emulsioacuten del sistema Para que una muestra sea buena debe reunir

las siguientes caracteriacutesticas

1 Debe ser representativa de la corriente

2 Debe ser un compuesto de la produccioacuten de los pozos individuales que estaacuten

alimentando al tratador

3 Contener cantidades representativas de los quiacutemicos presentes en el sistema

tales como inhibidores de corrosioacuten y parafinas

4 Debe ser fresca para evitar la estabilizacioacuten por envejecimiento de la emulsioacuten

El tratamiento quiacutemico en general ofrece las siguientes ventajas

1 La formacioacuten de las emulsiones puede ser completamente prevenida

dosificando los desemulsificantes desde una etapa temprana del tratamiento

2 La emulsioacuten puede ser rota en friacuteo reduciendo los costos de calentamiento de

la emulsioacuten y la peacuterdida de gravedad asociada con el calentamiento

Las desventajas del tratamiento quiacutemico son

1 Una sobredosificacioacuten puede producir nuevas emulsiones que son a menudo

maacutes difiacuteciles de romper que las emulsiones originales

2 No siempre es econoacutemico romper las emulsiones soacutelo con el tratamiento

quiacutemico generalmente es necesario el uso de energiacutea adicional como

calentamiento o electricidad para reducir los costos del tratamiento quiacutemico

252 TRATAMIENTO GRAVITACIONAL

El meacutetodo por asentamiento gravitacional que consiste en la demulsificacioacuten del

agua en el crudo mediante tiempo de retencioacuten y diferencia de densidades se lleva

a cabo en dos diferentes equipos Eliminadores de agua libre (FWKO) y Tanque

de lavado (Wash Tank) Los eliminadores de agua libre (FWKO) sirven para

remover grandes cantidades de agua no emulsionada en la corriente de los fluidos

que llega a la estacioacuten desde los pozos productores y se asientan faacutecilmente en

menos de 5-20 minutos Estos recipientes se encuentran disentildeados bajo la norma

ASME SECCTION VIII

div 1 y en su parte interna estaacute constituido por bafles para direccionar los fluidos

y platos de coalescencia para deshidratar el gas natural El petroacuteleo separado del

agua libre al contener un porcentaje de agua emulsionada que variacutea entre 1 a 30

de BSW (corte de agua) lo cual implica tratarlo en otro sistema que es el tanque

de lavado (Wash Tank) estos tanques operan con la mitad de agua (colchoacuten de

agua) y la otra parte es petroacuteleo El crudo emulsionado entra en la parte inferior a

una altura de 3 pies de lo cual implica que el agua llegue con el crudo y entre en

contacto con el agua del tanque de lavado con lo que se lleva a cabo la

coalescencia del agua mediante el flujo que se ve forzada por bafles internos de la

cual permite incrementar el tempo de retencioacuten Los tanques de lavado se

encuentran disentildeados bajo la norma API 650 El tratamiento quiacutemico el tiempo de

retencioacuten del tanque de lavado y la diferencia de densidades del petroacuteleo y la

emulsioacuten permite que el petroacuteleo ascienda en la parte superior a formar parte de

la zona del petroacuteleo deshidratado este proceso de deshidratacioacuten en el tanque de

lavado se lleva a cabo en un tiempo de residencia que puede estar entre 3 y 36

horas

253 TRATAMIENTO ELECTROSTAacuteTICO

Cuando el crudo cuya gravedad se encuentran por debajo de los 12deg API ya no

resulta rentable utilizar los tanques de lavado para su deshidratacioacuten debido a su

velocidad de asentamiento para estos casos es necesariamente utilizar el meacutetodo

de deshidratacioacuten electrostaacutetica Este meacutetodo se basa principalmente por el efecto

que produce un campo eleacutectrico en la velocidad de asentamiento de las partiacuteculas

de agua contenidas en la emulsioacuten

2531 Principio electrostaacutetico de coalescencia

Este principio se basa en la estructura de la moleacutecula de agua Esta moleacutecula

responde a un campo eleacutectrico por su configuracioacuten Las gotas de agua que se

encuentran dispersas en el petroacuteleo formando la emulsioacuten estas gotas de agua

en su forma natural son esfeacutericas y se encuentran en el estado maacutes bajo de

energiacutea libre Por lo tanto la gota no es dipolar en su estado natural Sin embargo

al aplicarse un campo eleacutectrico se hace dipolar En este caso la gota pasa de una

forma esfeacuterica a una elipsoidal Las cargas positivas se encuentran en un extremo

del elipsoide y las cargas negativas en el otro extremo Cuando se produce la

elongacioacuten para que la gota alcance la forma elipsoidal se afecta la peliacutecula

superficial de la gota haciendo que las gotas adyacentes de diferente polaridad

eleacutectrica se atraigan y choquen formando asiacute la coalescencia dando origen a una

gota maacutes grande que cae con mayor rapidez

2532 Caracteriacutesticas de un coalescedor electrostaacutetico

Un deshidratador electrostaacutetico estaacute dividido en 3 secciones Figura 27 La

primera seccioacuten ocupa aproximadamente el 50 de su longitud y es llamada

ldquoSeccioacuten de calentamientordquo La segunda seccioacuten es llamada ldquoSeccioacuten central o

control de nivelrdquo y esta ocupa por alrededor del 10 de su longitud ubicada

adyacente a la seccioacuten de calentamiento La tercera seccioacuten ocupa el 40 de la

longitud del deshidratador y es denominada ldquoSeccioacuten de asentamientordquo del agua

suspendida para producir crudo limpio Las parrillas de electrodos de alto voltaje

estaacuten localizadas en la parte superior del recipiente arriba de la interface agua

aceite

La velocidad de asentamiento por gravedad es muy lenta tal como se expone en

la Ley de Stokes Por ejemplo una gota de agua de 20 micras de diaacutemetro en un

crudo de 33 degAPI a 100 degF y una viscosidad de 65 cp se asienta a una velocidad

de 007 fthr

La moleacutecula de agua es polar (figura 24) por lo tanto un campo eleacutectrico

incrementa la coalescencia de las gotas dispersas en el aceite por dos

mecanismos que actuacutean simultaacuteneamente (Lucas R N 1976)

1 Sometidas a un campo electrostaacutetico las gotas de agua adquieren una carga

eleacutectrica neta

2 La distribucioacuten al azar de las gotas de agua en el seno del aceite al pasar por el

campo electrostaacutetico se alinean con su carga positiva orientada al electrodo

cargado (negativo)

254 TRATAMIENTO TEacuteRMICO

El tratamiento teacutermico constituye un meacutetodo efectivo y econoacutemico para la

deshidratacioacuten del petroacuteleo y en la mayoriacutea de los casos se utiliza para ayudar en

otros procesos Antes de aplicar la transferencia de calor es necesario separar el

agua libre y el gas con el fin de reducir la energiacutea que se debe aplicar para

calentar el petroacuteleo ya que se requiere 350 BTU para calentar un barril de agua

en 1ordmF y solamente se requiere 150 BTU para calentar un barril de crudo El

calentamiento ayuda al rompimiento de las emulsiones debido a que tiene los

siguientes efectos sobre ella

bull Dilata la peliacutecula superficial que rodea a las gotas de agua debilitaacutendola y

facilitaacutendola la coalescencia entre ellas

bull Origina y aumenta el movimiento de las moleacuteculas de agua produciendo

colisiones cada vez maacutes violentas que ayudan tambieacuten al rompimiento de la

peliacutecula superficial que rodea a la moleacutecula de agua

bull Aumenta la diferencia de densidades entre agua y petroacuteleo facilitando tambieacuten

el asentamiento de las gotas de agua

bull Reduce la tensioacuten superficial del agua facilitando la unioacuten de las gotas ya que

tienden a tomar una superficie coacutencava y a ofrecer mayor superficie de contacto

con el petroacuteleo

bull Reduce la viscosidad del petroacuteleo

La aplicacioacuten de calor para romper la emulsioacuten se puede hacer por medio de

intercambiadores de calor calentadores directos o indirectos y tratadores

teacutermicos

2541 Intercambiadores de Calor

Los intercambiadores de calor son dispositivos en los cuales cumplen una funcioacuten

especiacutefica tal como indica su nombre intercambiar calor entre dos fluidos que no

se mezclan En los procesos petroleros el disentildeo exclusivo de los

intercambiadores de calor es el de tubos y coraza debido a su amplio rango de

servicio y su alta resistencia a diversas condiciones de operacioacuten Normalmente la

transferencia de calor se produce por contacto directo del crudo emulsionado y del

fluido que proporcionaraacute calor usualmente el crudo pasa por los tubos y el fluido

de trabajo por la coraza esto ayuda a que exista un contacto total con turbulencia

del fluido de trabajo para quo no exista puntos muertos y que la transferencia de

calor sea maacutes eficiente Los intercambiadores de calor ademaacutes de ser eficientes

teacutermicamente su mantenimiento es faacutecil ya que uacutenicamente se lo realiza maacutes a

menudo al haz de tubos y los costos asociados a este son bajos

2542 Calentadores Directos

Este tipo de calentadores lleva a cabo la transferencia de calor por contacto

directo entre el crudo emulsionado y la superficie del calentador esto permite

manejar grandes voluacutemenes de fluido con un menor consumo de combustible Son

raacutepidos eficientes y de costo relativamente bajo La desventaja es que son

peligrosos a explosioacuten requieren de supervisioacuten constante y desperdician

productos livianos Su principal uso estaacute en calentar emulsiones no corrosivas que

esteacuten en baja presioacuten

2543 Calentadores Indirectos

Este tipo de calentadores la emulsioacuten fluye traveacutes de tubos sumergido en agua

donde la transferencia de calor se produce indirectamente por medio del agua que

estaacute alrededor del quemador y recibe de este el calor

Los calentadores indirectos presentan una ventaja de mantener la temperatura

constante y no presenta peligro de explosioacuten Como desventaja se puede notar

que requiere de varias horas para calentar despueacutes de un periacuteodo inactivo

Haciendo imposible tratar una emulsioacuten inmediatamente Sus capacidades son

aproximadamente de 2000 barriles de emulsioacuten por diacutea para un aumento de

temperatura de 100 ordmF

2544 Tratadores Teacutermicos

Los tratadores teacutermicos son equipos que combinan el proceso de calentamiento

con un sistema de coalescencia que ademaacutes de calentar el fluido se le da un

tiempo de retencioacuten para que se realice la separacioacuten de crudo y agua

emulsionada Son equipos que permiten desgasificar y drenar agua decantada La

norma API 5L recomienda el uso de estos equipos cuando el porcentaje de agua

emulsionada es menor o igual al 20 ademaacutes para una mejor eficiencia del

proceso de deshidratacioacuten es necesario determinar la temperatura a la cual el

crudo alcanza como miacutenimo una viscosidad de 150 SSU (25 ndash 30 Cp)

Tratamiento Mecaacutenico

Existen en la industria petrolera diversos procesos mecaacutenicos y fiacutesicos para

reducir el nivel de agua y sedimentos (AyS) del crudo producido a los liacutemites

establecidos entre operadoras y compradoras Antiguamente se contaban con

medios pocos desarrollados para realizar las labores de deshidratacioacuten de crudo

pero simultaacuteneamente con el desarrollo de la industria y con la consiguiente

necesidad de tratar el petroacuteleo producido se fueron desarrollando nuevas teacutecnicas

tendientes a lograr procesos de tratamiento con resultados tan satisfactorio como

fuera posible

Los principios en las cuales se basan para realizar la separacioacuten fiacutesica de vapor

liacutequidos o soacutelidos son el momentum oacute cantidad de movimiento la fuerza de

gravedad y la coalescencia como ya hemos mencionado Toda separacioacuten puede

emplear uno o maacutes de estos principios pero siempre las fases de los fluidos

deben ser inmiscibles y de diferentes densidades para que ocurra la separacioacuten

Dentro de esta gama de separadores mecaacutenicos se pueden mencionar por ser

los maacutes usados dentro de la industria petrolera los siguientes

A Separadores API

B Calentadores

C Despojadores de agua libre DAL

D Centrifugadores

E Platos Paralelos y Corrugados

En adelante se presentaraacuten algunos de los dispositivos de separacioacuten mecaacutenica

que se acaban de mencionar como lo son los separadores API y calentadores

dejando para capiacutetulos continuos la base teoacuterica de los otros restantes son los de

mayor intereacutes en esta investigacioacuten

A-Separadores API (Maston 1990)

Los separadores API son usados ampliamente en las refineriacuteas y son aceptados

generalmente como la norma en lo que a dispositivos de separacioacuten de

crudoagua se refiere Muchos autores dan recomendaciones de criterios de

disentildeo para estas unidades las cuales estaacuten compuestas de uno o maacutes canales

de flujo con una seccioacuten rectangular tanto horizontal como vertical Estos

recomiendan un ancho de canal de 6 a 20 ft (18 a 61 m) y una profundidad de 3 a

8 ft (091 a 244 m) Tambieacuten la relacioacuten anchoprofundidad esta restringida a

valores de 03 a 05 Modelos experimentales de separadores han mostrado bajas

eficiencias para relaciones anchoprofundidad por debajo de 02 El agua drenada

de los tanques fluye longitudinalmente a traveacutes de este canal mientras que las

gotas de crudo suben a la superficie para ser removidas

El criterio de disentildeo de los API (apeacutendice J) fue concebido para confirmar la

inherente suposicioacuten en este tipo de separadores crudoagua de que el mismo

criterio podriacutea ser aplicado a los DAL horizontales Este criterio incorpora un

disentildeo con diaacutemetro de gota de 0015 cm y asume que la velocidad de asenso

obedece a la ley de Stokes Las especificaciones de los separadores permiten que

las gotas de crudo lleguen a la superficie donde seraacuten removidas al final del

recorrido longitudinal El flujo es un factor intriacutenseco dentro de este criterio de

disentildeo el cual es un factor de compensacioacuten para cortocircuitos y turbulencia

necesaria

B-Calentadores

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

forma en que se aplica el calor

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

directo de la corriente alimentada con el calentador Aunque este tipo presenta

problemas de sedimentos y de corrosioacuten pueden manejar mayores voluacutemenes de

fluidos con menor gasto de combustible que los calentadores indirectos

Estos calentadores directos operan eficientemente en procesos operando en baja

presioacuten y donde los fluidos manejados no son muy corrosivos

El esquema tiacutepico de calentadores-tratadores directos tipo vertical y horizontal

se muestra en las figuras 27 y 28 respectivamente

El disentildeo normal de un tratador-calentador tipo vertical cumple las siguientes

funciones

1 Desgasificado de la emulsioacuten de entrada

2 Remocioacuten de arenas sedimentos y agua libre previo al calentamiento

3 Lavado con agua y calentamiento de la emulsioacuten

4 Coalescencia y asentamiento de las gotas de agua Coalescencia mecaacutenica

puede ser usada en eacutesta seccioacuten

El aceite deshidratado caliente puede ser usado para precalentar la emulsioacuten de

entrada usando un intercambiador de calor

Los calentadores-tratadores no son recomendables para remover grandes

cantidades de agua libre y eacutesta limitante llega a ser maacutes aguda en yacimientos

viejos con gran produccioacuten de agua congeacutenita En estos casos la instalacioacuten previa

de un DAL es una solucioacuten ideal

Las mismas funciones baacutesicas son previstas en un calentador directo tipo

horizontal como se muestra en la figura 29 La alimentacioacuten es parcialmente

desgasificada luego dirigida hacia la parte de abajo para la precipitacioacuten del agua

libre y la arena Despueacutes la alimentacioacuten es calentada y sufre una uacuteltima

desgasificacioacuten Posteriormente a traveacutes de un distribuidor pasa a un colector de

agua para finalmente pasar a la seccioacuten de coalescencia

Las partiacuteculas soacutelidas tales como arena escama productos de corrosioacuten se

depositaraacuten 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 alimentacioacuten

2 Bloquear la transferencia de calor y causar quemado del equipo de

calentamiento

3 Interferir los controles de nivel aacutenodos vaacutelvulas medidores y bombas

Asimismo pueden incrementar el crecimiento bacteriano y la velocidad de

corrosioacuten

Para prevenir la deposicioacuten de estos sedimentos se pueden instalar

hidrojets que operando a 30 psi por arriba de la presioacuten de operacioacuten del

calentador pueden remover los sedimentos para su drenado por la parte inferior

del recipiente

En los calentadores de tipo indirecto primero se calienta un fluido

Posteriormente a traveacutes de un intercambiador de calor el fluido de calentamiento

transfiere calor a la corriente de alimentacioacuten

En este tipo de calentadores disminuye el riesgo de explosioacuten y son utilizados en

instalaciones donde es posible recuperar calor tales como el gas caliente de

salida de las turbinas

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

ventajas

1 Reduce la viscosidad de la fase continua un incremento en la temperatura de

10degF baja la viscosidad de la emulsioacuten por un factor de 2

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

coalescencia

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

4 Promueve una mejor distribucioacuten del desemulsificante

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

Esto se logra manteniendo la temperatura del crudo por arriba de su punto de

nube

6 Debilita la peliacutecula de emulsificante que rodea a las gotas de agua

Sin embargo el calentamiento presenta las siguientes desventajas

1 Provoca la migracioacuten de los compuestos maacutes volaacutetiles del crudo hacia la fase

gaseosa Esta peacuterdida de ligeros en el crudo provoca una disminucioacuten de volumen

del crudo calentado (encogimiento) y una disminucioacuten en su gravedad API

2 Incrementa los costos de combustible

3 Incrementa los riesgos en las instalaciones

4 Requieren mayor instrumentacioacuten y control

5 Causa depoacutesitos de coke

PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN Y DESLADO DEL PETROacuteLEO CRUDO EN

REFINERIacuteA MADERO (PEMEX)

PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN DE LA ESTACIOacuteN DE PRODUCCION

CUYABENO-TRATAMIENTO QUIMICO

31 UBICACIOacuteN Y CONDICIONES DE OPERACIOacuteN

El aacuterea Cuyabeno tiene una estacioacuten de produccioacuten donde se procesa todo el

crudo agua y gas que producen los 21 pozos activos6 de los cuales 13 pozos

producen por bombeo hidraacuteulico (Power Oil BH) y 8 por bombeo electro

sumergible (BES) Este campo maneja actualmente una produccioacuten promedio de

8597 BPD de petroacuteleo de 258 degAPI 24911 BPD de agua de formacioacuten y 2322

MPCGD de gas asociado7 En la figura 31 se muestra la ubicacioacuten geograacutefica del

campo Cuyabeno

DESCRIPCIOacuteN DEL PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN

Luego de la etapa de separacioacuten la mezcla crudo-agua incluyendo el fluido

separado en el equipo trifaacutesico que se vuelve a unir a la descarga de los

separadores bifaacutesicos e ingresa a la bota desgasificadora donde se extrae el

remanente de gas en el fluido el cual es transferido a la tea de baja y por otro la

emulsioacuten crudo-agua a una presioacuten estimada de entre 20-18 psig sigue hacia el

tanque de lavado que tiene una capacidad en volumen de 18130 Bbls (H= 36

pies Oslash= 60 pies) el cual opera con un colchoacuten de agua promedio de 9 pies En

este recipiente por gravedad e inyeccioacuten de quiacutemicos principalmente el

demulsificante separa el crudo del agua El proceso de deshidratacioacuten actual

indica que el agua excedente del colchoacuten operativo (9 pies promedio) es utilizada

una parte para calentarla con un calentador artesanal usando un miacutenimo de gas

liberado desde los separadores de produccioacuten y prueba que pasan por tres

recipientes denominados depuradores o Scrubber tipo vertical donde se libera al

gas del contenido del liacutequido remanente que puede existir el agua caliente se

mezclaraacute con la emulsioacuten crudo-agua a la entrada del tanque de lavado con el fin

de facilitar la deshidratacioacuten a traveacutes de un equipo denominado Mezclador Estaacutetico

y el resto seraacute enviada al sistema de agua de reinyeccioacuten en el Anexo 7 se

muestra el Diagrama de tuberiacutea e Instrumentacioacuten (PG-CCY-M-002)

El equipo de calentamiento instalado es artesanal y por lo

mismo ineficiente en cuanto al gradiente de temperaturas obtenido (5-10degF)8 con

la que se obtiene una temperatura de crudo 112degF resultante de la mezcla no

recomendable para deshidratacioacuten En la figura 33 se muestra calentador de la

estacioacuten de Cuyabeno

331 TIPO DE QUIacuteMICOS INYECTADOS

El Campo Cuyabeno presenta para la deshidratacioacuten de crudo dos puntos

principales para la inyeccioacuten del quiacutemico como son el muacuteltiple de produccioacuten y

prueba como tambieacuten el ingreso a la bota desgasificadora en la Tabla 33 se

detallan los quiacutemicos inyectados como Demulsificante Antiparafiacutenico Dispersante

Soacutelidos Antiespumante ademaacutes en la tabla mencionada se presenta cantidades

inyectadas y costos de cada uno de los quiacutemicos9 Los productos demulsificantes

son utilizados para separar las moleacuteculas de crudo y agua emulsionadas con un

tiempo de contacto en el tanque de lavado para la determinacioacuten de la cantidad

de quiacutemico inyectado es necesario conocer el sistema de recoleccioacuten de crudo a

objeto de caracterizar las corrientes y determinar mediante anaacutelisis de laboratorio

el porcentaje de emulsioacuten tipo de emulsioacuten porcentaje de Agua libre y Gravedad

API (Normas ASTM D4007-2 Determinacioacuten de agua y sedimentos en crudo por

centrifugacioacuten y ASTM D287-92-2000 Determinacioacuten de la Gravedad API en

crudos y derivados Meacutetodo del Hidroacutemetro)

La parafina es una cera soacutelida del petroacuteleo de alto peso molecular (nuacutemero de

aacutetomos de carbonos presentes en el crudo mayor de 18 aacutetomos de carbonos)

tienen una temperatura de ablandamiento desde 60deg F a 215deg F

aproximadamente Dependiendo donde se presente el problema de precipitacioacuten

de parafina se debe seleccionar el punto de inyeccioacuten para separarlo En la

estacioacuten Cuyabeno se inyecta productos quiacutemicos antiparafiacutenico en el muacuteltiple de

produccioacuten

Los productos antiespumantes son utilizados en los crudos tendientes a formar

espuma a objeto de disiparla generalmente se inyectan en el muacuteltiple de

produccioacuten a cierta distancia del producto quiacutemico demulsificante o en la liacutenea de

entrada de los separadores bifaacutesicos o trifaacutesicos Estos productos son utilizados

cuando hay presencia de soacutelidos en el crudo estos soacutelidos estabilizan las

emulsiones y forman altas interfaces en los tanques de lavado lo que es negativo

para la deshidratacioacuten de crudo Los soacutelidos estaacuten impregnados de crudo que se

mantienen en suspensioacuten en la interface crudo-agua la funcioacuten de los

dispersantes de soacutelidos es cambiar la humectabilidad del soacutelido para que este

emigre de la fase acuosa y se separe Es importante conocer mediante anaacutelisis de

laboratorio en contenido de soacutelidos presentes en el crudo asiacute como el origen de

ello dependeraacute la seleccioacuten del producto quiacutemico dispersante Para la inyeccioacuten de

quiacutemicos se utilizan bombas en cumplimiento de la norma API STD 675 ldquoPositive

Displacement Pumps Controlledrdquo y tanques de fibra de vidrio reforzado de acuerdo

a API 12P ldquoSpecification for Fiberglass Reinforced Plastic Tanksrdquo incluyendo

ademaacutes las conexiones de proceso servicio e instrumentacioacuten hasta las vaacutelvulas

de bloqueo yo instrumento final para conectar al sistema de distribucioacuten En la

Figura 34 se observa la disposicioacuten del sistema de inyeccioacuten de quiacutemicos

El pH tambieacuten influencia en el tipo de emulsioacuten que se forma Un bajo pH (acidez)

generalmente produce emulsiones aguaaceite (que corresponden a peliacuteculas de

soacutelidos mojadas por aceite) sin embargo un pH alto (base) produce emulsiones

aceiteagua (que corresponden a peliacuteculas moacuteviles jabonosas mojadas por agua)

la figura 35 muestra el efecto del pH en la estabilidad de la emulsioacuten para un

crudo de Venezuela

Fig 35 Efecto del pH y de la concentracioacuten de desemulsificante en la estabilidad

de la emulsioacuten

El pH oacuteptimo para desemulsificar es aproximadamente de 10 sin agregar

desemulsificantes La adicioacuten de desemulsificantes aumenta la desemulsificacioacuten

despueacutes de una hora y la separacioacuten completa del agua se logra despueacutes de 24

horas en un rango diverso de pH

La composicioacuten de la salmuera tiene un efecto importante (en relacioacuten con el pH)

en la estabilidad de la emulsioacuten El pH oacuteptimo para una maacutexima estabilidad de la

emulsioacuten depende de las composiciones del crudo y de la salmuera

Edad La edad incrementa la estabilidad de la emulsioacuten porque el tiempo permite

que los surfactantes migren a la interfase de la gota

Esta peliacutecula o piel alrededor de la gota llega a ser maacutes gruesa maacutes fuerte y maacutes

dura La cantidad de agentes emulsificantes se incrementa por oxidacioacuten fotoacutelisis

evaporacioacuten o por la accioacuten de bacterias

Salinidad de la Salmuera La concentracioacuten de la salmuera es un factor

importante en la formacioacuten de emulsiones estables Agua fresca o salmuera con

baja concentracioacuten de sal favorecen la estabilidad de las emulsiones

Por el contrario altas concentraciones de sal provocan peacuterdida en la estabilidad

de las emulsiones

Tipo de Aceite Los crudos con aceite de base parafiacutenica usualmente no forman

emulsiones estables mientras que los crudos nafteacutenicos y de base mixta forman

emulsiones estables Ceras resinas asfaacuteltenos y otros soacutelidos pueden influenciar

la estabilidad de la emulsioacuten En otras palabras el tipo de crudo determina la

cantidad y tipos de emulsificadores naturales

Diferencia de densidad La fuerza neta de gravedad que actuacutea en una gota es

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

continua

Como vemos son muchos los factores que intervienen en la estabilidad y

rompimiento de una emulsioacuten pero el maacutes importante de todos es el de la peliacutecula

interfasial debido a que en eacutesta se encuentran dos fuerzas que se oponen

constantemente

1 La tensioacuten superficial del agua que permite que las gotas pequentildeas formen

gotas mayores las cuales cuando estaacuten suficientemente grandes se asientan por

gravedad

2 La peliacutecula del agente emulsificador que rodea a la gota la cual tiende a evitar

la unioacuten de las gotitas y auacuten en el choque de dos gotas tiende a quedar entre ellas

de manera que no puedan formar una gota maacutes grande

Rompimiento de la Emulsion

La desemulsificacioacuten o separacioacuten del aceite - agua ocurre principalmente en dos

etapas La Floculacioacuten y la Coalescencia La coalescencia ocurre cuando 2 o maacutes

gotas se hacen una dentro de una esfera homogeacutenea Esto pasa por el hecho que

la gota producida tendraacute un volumen igual a pero un aacuterea superficial maacutes pequentildea

que la suma de las gotas originales Tal que esta gota tendraacute una energiacutea de

superficie maacutes baja este estado es maacutes deseable Esto normalmente continuacutea

para formar esferas maacutes grandes hasta que la fase total de aceite es separada del

agua

En la figura 9 Se muestra una emulsioacuten de aceite en agua (gotas de aceite

dispersa en agua) a modo ilustrativo para tener un mejor entendimiento del

proceso de desestabilizacioacuten de una emulsioacuten Sin embargo el tipo de emulsioacuten

que tenemos en el tanque de slop es de agua en aceite (gotas de agua dispersa

en aceite) y su proceso de desestabilizacioacuten es similar tal como se muestra en la

figura 10 y es esta emulsioacuten la que seraacute sometida a tratamiento de

desemulsificacioacuten en friacuteo

La desestabilizacioacuten de este tipo de emulsioacuten (agua en emulsioacuten de aceite)

involucra baacutesicamente tres pasos llamados floculacioacuten seguido por la

sedimentacioacuten de las gotas de agua debido a la diferencia de densidades y

finalmente la coalescencia de las gotas individuales de agua Grandes tamantildeo de

gotas alta diferencia de densidades entre la fase acuosa y de aceite y una baja

viscosidad de la fase continua causan altos rates de sedimentacioacuten Pero si

enfocamos la desestabilizacioacuten desde un punto de vista maacutes detallado tenemos

Floculacioacuten de las gotas para formar un racimo Coalescencia subsiguiente de las

gotas en contacto Separacioacuten de soacutelidos libres de hidrocarburos presentes en

cada gota Agrupacioacuten de soacutelidos dispersados producidos en la separacioacuten

mediante un tiempo de reposo

4211 Floculacioacuten

La floculacioacuten depende de la velocidad de decantacioacuten de las gotas Seguacuten la ley

de Stokes esta velocidad es directamente proporcional al cuadrado del radio de la

gota y a la diferencia de densidades entre la gota de agua y el crudo y es

inversamente a la viscosidad del volumen de liacutequido total Por este hecho la tasa

de decantacioacuten de las gotas es extremadamente corta en un Slop viscoso pesado

ocasionando una emulsioacuten muy estable La importancia de la floculacioacuten tambieacuten

explica la facilidad relativa de desemulsificacioacuten de una emulsioacuten que contiene

gran porcentaje de agua En un sistema de esta naturaleza la intercolisioacuten y

subsiguiente coalescencia de gotas es maacutes probable que en un sistema donde se

contengan una pocas gotas aisladas en un gran volumen de aceite La floculacioacuten

tambieacuten puede ocasionarse por poliacutemeros antifiacutelicos absorbibles en la interfase de

las gotas Un poliacutemero con muacuteltiples segmentos absorbibles puede ocasionar

floculacioacuten al crear puente entre las gotas Una moleacutecula polimeacuterica con

segmentos absorbidos sencillos puede tambieacuten ocasionar floculacioacuten al interactuar

con otros poliacutemeros absorbidos en las distintas gotas Ver figura 11

4212 Coalescencia

Para ldquoromperrdquo estas emulsiones las gotas floculadas tienen que aglomerarse lo

mismo los soacutelidos (coalescer) Las caracteriacutesticas microscoacutepicas de un proceso de

cuales ciencias son bastantes complejas pues involucran la eliminacioacuten de la

peliacutecula gruesa de liacutequido (superior a 1000 A) de la fase continua que separa las

gotas de agua y partiacuteculas soacutelidas en un agregado La peliacutecula que se encuentra

entre las gotas se adelgaza mediante forma uniforme y continua mediante el

drenaje laminar (flujo Reynolds) de la fase externa Este flujo estaacute regido por la

viscosidad y densidad de la fase continua Se trata de un proceso relativamente

lento para emulsiones de Slop muy pesados y viscosos A diferencia de este

descenso lento suave y uniforme del espesor de la peliacutecula eacutesta tambieacuten puede

adelgazarse en forma localizada y discontinuacutea de manera catastroacutefica Este

adelgazamiento localizado se debe a las ondulaciones de la superficie de la gota y

depende de las propiedades de la superficie especiacuteficamente de la viscosidad El

resultado final de este proceso de adelgazamiento es la creacioacuten de un orificio en

la peliacutecula estabilizante o la formacioacuten de una peliacutecula estable

TRATAMIENTO DE CRUDOS

El tratamiento de las emulsiones se realiza en dos etapas baacutesicas la

deshidratacioacuten donde el contenido de agua a 1 o 2 el desalado donde se

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

remanente

Deshidratacioacuten

En esta etapa se remueve el agua libre y las gotas de mayor tamantildeo Los agentes

quiacutemicos 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 emulsioacuten la temperatura del aceite a la entrada del sistema la volatilidad del

aceite y el costo de calentamiento Un diagrama del proceso de deshidratacioacuten se

presenta en la Fig VII4 Se incluyen

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

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 deshidratacioacuten donde el contenido de agua se reduce a 02-2 de

agua

Desalado

En esta segunda etapa el agua residual (02-2) y la salinidad asociada se

reduce mediante la adicioacuten de agua de baja salinidad De acuerdo con los

resultados de campo el volumen de agua de dilucioacuten es aproximadamente 2 oacute 3

veces el volumen de agua residual Sin embargo esta relacioacuten podraacute variar

considerando los siguientes factores

1) La salinidad del agua residual

2) El porcentaje de agua remanente despueacutes de la etapa de deshidratacioacuten

3) La salinidad del agua de dilucioacuten

4) Eficiencia del mezclado del agua de dilucioacuten con la emulsioacuten

5) Contenido de sal requerido al final del tratamiento

La deshidratacioacuten y desalado de crudos deben combinarse aunque no

siempre en la misma planta para mantener el agua y la sal dentro de

especificaciones Los valores maacuteximos generalmente aceptados son 10 de

agua y 100 LMB para manejarse en oleoductos y 01 de agua y 20 LMB para

refinacioacuten o exportacioacuten

DESHIDRATACIOacuteN DEL PETROacuteLEO

La Deshidratacioacuten del Petroacuteleo es el proceso mediante el cual se separa el agua

asociada con el petroacuteleo ya sea en forma emulsionada o libre hasta lograr reducir

su contenido a un porcentaje previamente especificado Generalmente este

porcentaje es igual o inferior al 1 de agua

241 FORMACIOacuteN DE EMULSIONES

Una emulsioacuten es una mezcla de dos liacutequidos inmiscibles es decir liacutequidos bajo

condiciones normales no se mezclan Uno de los liacutequidos se encuentra dispersado

dentro del otro en forma de gotas muy pequentildeas tal como se puede observar en

la Figura 25 pueden variar en tamantildeo desde partiacuteculas como 000001 mm En el

proceso de extraccioacuten de petroacuteleo la mezcla bifaacutesica petroacuteleo crudo y agua se

desplazan en un medio poroso a una velocidad del orden de 1 piediacutea lo que

significa que es insuficiente para que se forme una emulsioacuten

Sin embargo el arreglo de tuberiacuteas y accesorios (bombas equipos auxiliares

vaacutelvulas codos) producen una agitacioacuten suficiente para que el agua se mezcle

con el petroacuteleo y forme asiacute una emulsioacuten

Existen tres requisitos esenciales para formar una emulsioacuten WO (waacuteter and oil)

bull Dos liacutequidos inmiscibles como es el caso agua y petroacuteleo

bull Agitacioacuten suficiente para dispersar partiacuteculas de un liacutequido al otro

bull Un agente emulsionante para estabilizar gotas dispersas en la fase continuacutea

En los campos petroleros las emulsiones de agua en aceite (WO) son llamadas

emulsiones directas mientras que las emulsiones de aceite en agua (OW) son

llamadas emulsiones inversas Esta clasificacioacuten simple no siempre es adecuada

ya que emulsiones muacuteltiples o complejas (oWO oacute wOW) pueden tambieacuten

ocurrir

242 FACTORES DE INFLUENCIA EN LA FORMACIOacuteN DE EMULSIONES

2422 Agentes Emulsionantes

Los agentes emulsionantes son numerosos y pueden ser clasificados de la

siguiente manera

bull Compuestos naturales surfactantes tales como asfaltenos y resinas conteniendo

aacutecidos orgaacutenicos y bases aacutecidos nafteacutenicos aacutecidos carboxiacutelicos compuestos de

azufre fenoles cresoles y otros surfactantes naturales de alto peso molecular

bull Soacutelidos finamente divididos tales como arena arcilla lodos de perforacioacuten

fluidos para estimulacioacuten incrustaciones minerales productos de la corrosioacuten (por

ejemplo sulfuro de hierro oacutexidos) parafinas asfaltenos precipitados Los fluidos

para estimulacioacuten de pozos pueden contribuir a formar emulsiones muy estables

bull Quiacutemicos de produccioacuten antildeadidos tales como inhibidores de corrosioacuten biocidas

limpiadores surfactantes y agentes humectantes

2423 Fases de una emulsioacuten

En una emulsioacuten el liacutequido dispensado dentro de otro en forma de gotas

pequentildeas se conoce como la fase dispersada o fase interna El liacutequido que

circunda de las gotas dispersadas se conoce como la fase continua o fase

externa Una emulsioacuten de petroacuteleo y agua puede tener cualquiera de los liacutequidos

como fase dispersa dependiendo de las caracteriacutesticas del agente emulsificante

Pero la mayoriacutea de los casos es el agua la que estaacute dispersa en forma de gotas en

el petroacuteleo Las emulsiones pueden contener desde una traza hasta un 90 o maacutes

de agua Pueden ser finas oacute gruesas dependiendo de muchos factores que

incluyen las propiedades de los liacutequidos el porcentaje de cada uno y el tipo y la

cantidad de emulsificador presente

En raras ocasiones las emulsiones producidas en los campos son reversas o

invertidas es decir donde la fase dispersa es una gota de emulsioacuten petroacuteleo-agua

y la fase continua en petroacuteleo En la Figura 26 podemos estimar el porcentaje de

agua emulsionada contenida en el petroacuteleo

25 MEacuteTODOS DE TRATAMIENTO DE DESHIDRATACIOacuteN

La comercializacioacuten de petroacuteleo despueacutes de haber sido tratada debe cumplir

exigencias miacutenimas de calidad en cuanto a contenido de agua y sedimentos

(BSampW) y contenido de la sal (libras por mil barriles de petroacuteleo) En general las

refineriacuteas del no aceptan petroacuteleos crudos con valor BSampW superior al 1 o

contenidos de sal por encima de 15 libras por cada mil barriles de crudo Con el fin

de que el petroacuteleo cumpla con las condiciones de calidad es necesario tratar las

emulsiones para romperlas Para romper una emulsioacuten se debe debilitar

neutralizar o destruir la sustancia emulsificante con el fin de que las gotas de

agua puedan unirse y precipitarse por gravedad Las instalaciones tiacutepicas

disponen de varios meacutetodos como son los que se especifica a continuacioacuten

Tratamiento quiacutemico

Tratamiento gravitacional

Tratamiento electrostaacutetico

Tratamiento teacutermico

251 TRATAMIENTO QUIacuteMICO

El tratamiento quiacutemico consiste en agregar a la emulsioacuten ciertas sustancias

quiacutemicas conocidas como ldquoagentes demulsificantesrdquo las cuales se concentran

para atacar la sustancia emulsificante y destruir la emulsioacuten Los demulsificantes

tienen tres acciones principales

1 Fuerte atraccioacuten hacia la interface aceite-agua ellos deben desplazar o

neutralizar a los emulsificadores presentes en la peliacutecula de la interfase

2 Floculacioacuten neutralizan las cargas eleacutectricas repulsivas entre las gotas

dispersas permitiendo el contacto de las mismas

3 Coalescencia permiten que pequentildeas gotas se unan a gotas maacutes grandes que

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

rodea y estabiliza las gotas sea rota

Los demulsificantes son insolubles con el agua pero solubles en aceite esto sirve

para que puedan dispersarse y alcancen las gotas de agua en la fase crudo-agua

2511 Rangos de dosificacioacuten

La dosificacioacuten en forma de choque no es muy recomendable se debe realizar en

forma continua en la relacioacuten determinada en campo o en pruebas de laboratorio

(pruebas de botella5 2512 Seleccioacuten del tipo de demulsificante ) Los rangos de

dosificacioacuten 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

dosificacioacuten que los crudos ligeros

El exceso de dosificacioacuten de demulsificante incrementa los costos de tratamiento

incrementa el aceite contenido en el agua de formacioacuten puede estabilizar aun maacutes

la emulsioacuten regular (WO) y puede producir emulsiones inversas (OW)

2512 Seleccioacuten del tipo de demulsificante

La seleccioacuten de demulsificante se realiza mediante pruebas empiacutericas llamadas

pruebas de botella cuyo meacutetodo es especificado en la norma API MPMS 104

Las teoriacuteas de coacutemo actuacutean los desemulsificantes estaacuten incompletas

Estas teoriacuteas fallan al pretender explicar el funcionamiento de los diferentes tipos

de compuestos quiacutemicos Sin embargo dos generalidades son vaacutelidas

Primero los desemulsificantes efectivos tienen alto peso molecular que son

comparables a los surfactantes naturales Segundo usados como emulsificadores

los desemulsificantes tienden a producir emulsiones inversas(ow)

Una teoriacutea tradicional acerca de coacutemo trabajan los desemulsificantes es que ellos

neutralizan a los agentes emulsificadores en otras palabras rompen las

emulsiones wo al tender en forma natural a formar emulsiones ow Otra

explicacioacuten es que los desemulsificantes hacen que la peliacutecula que rodea a la gota

de agua se vuelva muy riacutegida o se contraiga para finalmente romperse

Los productos quiacutemicos desemulsificantes pueden caracterizarse como sigue

Esteres son buenos deshidratadores provocan una asentamiento lento de

las gotas de agua pero al sobre dosificarse provocan emulsiones inversas

(ow)

Di-epoacutexicos son excelentes deshidratadores pero provocan un

asentamiento lento de las gotas de agua

Uretanos buenos deshidratadores provocan un asentamiento lento de las

gotas de agua

Resinas son buenos deshidratadores provocan un asentamiento raacutepido de

las gotas de agua dan un agua separada limpia

Polialquilenos pobres deshidratadores lento asentamiento de las gotas de

agua

Glicoles requiere mezclarse con otros para aplicarse

Sulfonatos buenos humectantes de soacutelidos y tiene capacidad para el

asentamiento de las gotas de agua sobre dosificaacutendose no causa

emulsiones inversas (ow) pero pueden causar la precipitacioacuten de

partiacuteculas de sulfuro de fierro en el agua separada

Poliesteraminas agentes de superficie activa violentos deshidratan en

bajas dosificaciones al sobredosificarse producen emulsiones inversas

(ow)

Oxialquilados buenos agentes humectantes son usados en mezclas

Poliaminas son lentos en el asentamiento de las gotas de agua

Alcanolaminas son raacutepidos en el asentamiento de las gotas de agua

Un soacutelo compuesto quiacutemico no puede proveer las tres acciones requeridas

anteriormente citadas por lo que los desemulsificantes comerciales son una

mezcla de varios desemulsificantes baacutesicos (30-60 ) maacutes la adicioacuten de solventes

adecuados tales como nafta aromaacutetica pesada benceno tolueno o alcohol

isopropiacutelico para obtener un liacutequido que fluya a la menor temperatura esperada

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

puedan difundirse raacutepidamente a traveacutes de la fase de aceite y alcancen las gotas

de agua

Por el contrario los desemulsificantes para emulsiones inversas ow son muy

solubles en agua Comuacutenmente son poliaminas cuaternarias de amonio de alto

peso molecular mezcladas con aluminio hierro o cloruro de zinc

Los desemulsificantes deben ser dosificados en forma continua en la relacioacuten

determinada por pruebas de botella yo pruebas de campo La dosificacioacuten en

forma de choque no es muy recomendable Los rangos de dosificacioacuten 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 dosificacioacuten que los crudos

ligeros El exceso de dosificacioacuten de desemulsificante incrementa los costos de

tratamiento incrementa el aceite contenido en la salmuera separada puede

estabilizar auacuten maacutes la emulsioacuten regular (aguaaceite) y puede producir emulsiones

inversas (aceiteagua)

Los desemulsificantes deben ser inyectados tan temprano como sea posible (en el

fondo o en la cabeza del pozo) Esto permite maacutes tiempo de contacto y puede

prevenir la formacioacuten de emulsioacuten corriente abajo

La inyeccioacuten de desemulsificante antes de una bomba asegura un adecuado

contacto con el crudo y minimiza la formacioacuten de emulsioacuten por la accioacuten de la

bomba

La seleccioacuten y preparacioacuten del tipo de desemulsificante debe coincidir con el

recipiente de tratamiento de la emulsioacuten Los tanque de lavado que tienen largo

tiempo de retencioacuten (8-24 horas) requieren desemulsificantes de accioacuten lenta Por

otro lado los tratadores-calentadores y las unidades electrostaacuteticas con corto

tiempo de retencioacuten (15-60 minutos) requieren desemulsificantes de accioacuten muy

raacutepida Problemas como precipitacioacuten de parafinas en climas friacuteos incremento de

soacutelidos por workovers y adicioacuten de compuestos quiacutemicos para estimulacioacuten de

pozos pueden requerir el cambio del desemulsificante de liacutenea

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

permitir su completa identificacioacuten seleccionar el desemulsificante maacutes adecuado

es un arte y una ciencia La seleccioacuten estaacute basada en pruebas empiacutericas de

descrito en el meacutetodo API MPMS 104 (1988)

Obviamente para el eacutexito de la prueba de botella se requiere de una buena

muestra de la emulsioacuten del sistema Para que una muestra sea buena debe reunir

las siguientes caracteriacutesticas

1 Debe ser representativa de la corriente

2 Debe ser un compuesto de la produccioacuten de los pozos individuales que estaacuten

alimentando al tratador

3 Contener cantidades representativas de los quiacutemicos presentes en el sistema

tales como inhibidores de corrosioacuten y parafinas

4 Debe ser fresca para evitar la estabilizacioacuten por envejecimiento de la emulsioacuten

El tratamiento quiacutemico en general ofrece las siguientes ventajas

1 La formacioacuten de las emulsiones puede ser completamente prevenida

dosificando los desemulsificantes desde una etapa temprana del tratamiento

2 La emulsioacuten puede ser rota en friacuteo reduciendo los costos de calentamiento de

la emulsioacuten y la peacuterdida de gravedad asociada con el calentamiento

Las desventajas del tratamiento quiacutemico son

1 Una sobredosificacioacuten puede producir nuevas emulsiones que son a menudo

maacutes difiacuteciles de romper que las emulsiones originales

2 No siempre es econoacutemico romper las emulsiones soacutelo con el tratamiento

quiacutemico generalmente es necesario el uso de energiacutea adicional como

calentamiento o electricidad para reducir los costos del tratamiento quiacutemico

252 TRATAMIENTO GRAVITACIONAL

El meacutetodo por asentamiento gravitacional que consiste en la demulsificacioacuten del

agua en el crudo mediante tiempo de retencioacuten y diferencia de densidades se lleva

a cabo en dos diferentes equipos Eliminadores de agua libre (FWKO) y Tanque

de lavado (Wash Tank) Los eliminadores de agua libre (FWKO) sirven para

remover grandes cantidades de agua no emulsionada en la corriente de los fluidos

que llega a la estacioacuten desde los pozos productores y se asientan faacutecilmente en

menos de 5-20 minutos Estos recipientes se encuentran disentildeados bajo la norma

ASME SECCTION VIII

div 1 y en su parte interna estaacute constituido por bafles para direccionar los fluidos

y platos de coalescencia para deshidratar el gas natural El petroacuteleo separado del

agua libre al contener un porcentaje de agua emulsionada que variacutea entre 1 a 30

de BSW (corte de agua) lo cual implica tratarlo en otro sistema que es el tanque

de lavado (Wash Tank) estos tanques operan con la mitad de agua (colchoacuten de

agua) y la otra parte es petroacuteleo El crudo emulsionado entra en la parte inferior a

una altura de 3 pies de lo cual implica que el agua llegue con el crudo y entre en

contacto con el agua del tanque de lavado con lo que se lleva a cabo la

coalescencia del agua mediante el flujo que se ve forzada por bafles internos de la

cual permite incrementar el tempo de retencioacuten Los tanques de lavado se

encuentran disentildeados bajo la norma API 650 El tratamiento quiacutemico el tiempo de

retencioacuten del tanque de lavado y la diferencia de densidades del petroacuteleo y la

emulsioacuten permite que el petroacuteleo ascienda en la parte superior a formar parte de

la zona del petroacuteleo deshidratado este proceso de deshidratacioacuten en el tanque de

lavado se lleva a cabo en un tiempo de residencia que puede estar entre 3 y 36

horas

253 TRATAMIENTO ELECTROSTAacuteTICO

Cuando el crudo cuya gravedad se encuentran por debajo de los 12deg API ya no

resulta rentable utilizar los tanques de lavado para su deshidratacioacuten debido a su

velocidad de asentamiento para estos casos es necesariamente utilizar el meacutetodo

de deshidratacioacuten electrostaacutetica Este meacutetodo se basa principalmente por el efecto

que produce un campo eleacutectrico en la velocidad de asentamiento de las partiacuteculas

de agua contenidas en la emulsioacuten

2531 Principio electrostaacutetico de coalescencia

Este principio se basa en la estructura de la moleacutecula de agua Esta moleacutecula

responde a un campo eleacutectrico por su configuracioacuten Las gotas de agua que se

encuentran dispersas en el petroacuteleo formando la emulsioacuten estas gotas de agua

en su forma natural son esfeacutericas y se encuentran en el estado maacutes bajo de

energiacutea libre Por lo tanto la gota no es dipolar en su estado natural Sin embargo

al aplicarse un campo eleacutectrico se hace dipolar En este caso la gota pasa de una

forma esfeacuterica a una elipsoidal Las cargas positivas se encuentran en un extremo

del elipsoide y las cargas negativas en el otro extremo Cuando se produce la

elongacioacuten para que la gota alcance la forma elipsoidal se afecta la peliacutecula

superficial de la gota haciendo que las gotas adyacentes de diferente polaridad

eleacutectrica se atraigan y choquen formando asiacute la coalescencia dando origen a una

gota maacutes grande que cae con mayor rapidez

2532 Caracteriacutesticas de un coalescedor electrostaacutetico

Un deshidratador electrostaacutetico estaacute dividido en 3 secciones Figura 27 La

primera seccioacuten ocupa aproximadamente el 50 de su longitud y es llamada

ldquoSeccioacuten de calentamientordquo La segunda seccioacuten es llamada ldquoSeccioacuten central o

control de nivelrdquo y esta ocupa por alrededor del 10 de su longitud ubicada

adyacente a la seccioacuten de calentamiento La tercera seccioacuten ocupa el 40 de la

longitud del deshidratador y es denominada ldquoSeccioacuten de asentamientordquo del agua

suspendida para producir crudo limpio Las parrillas de electrodos de alto voltaje

estaacuten localizadas en la parte superior del recipiente arriba de la interface agua

aceite

La velocidad de asentamiento por gravedad es muy lenta tal como se expone en

la Ley de Stokes Por ejemplo una gota de agua de 20 micras de diaacutemetro en un

crudo de 33 degAPI a 100 degF y una viscosidad de 65 cp se asienta a una velocidad

de 007 fthr

La moleacutecula de agua es polar (figura 24) por lo tanto un campo eleacutectrico

incrementa la coalescencia de las gotas dispersas en el aceite por dos

mecanismos que actuacutean simultaacuteneamente (Lucas R N 1976)

1 Sometidas a un campo electrostaacutetico las gotas de agua adquieren una carga

eleacutectrica neta

2 La distribucioacuten al azar de las gotas de agua en el seno del aceite al pasar por el

campo electrostaacutetico se alinean con su carga positiva orientada al electrodo

cargado (negativo)

254 TRATAMIENTO TEacuteRMICO

El tratamiento teacutermico constituye un meacutetodo efectivo y econoacutemico para la

deshidratacioacuten del petroacuteleo y en la mayoriacutea de los casos se utiliza para ayudar en

otros procesos Antes de aplicar la transferencia de calor es necesario separar el

agua libre y el gas con el fin de reducir la energiacutea que se debe aplicar para

calentar el petroacuteleo ya que se requiere 350 BTU para calentar un barril de agua

en 1ordmF y solamente se requiere 150 BTU para calentar un barril de crudo El

calentamiento ayuda al rompimiento de las emulsiones debido a que tiene los

siguientes efectos sobre ella

bull Dilata la peliacutecula superficial que rodea a las gotas de agua debilitaacutendola y

facilitaacutendola la coalescencia entre ellas

bull Origina y aumenta el movimiento de las moleacuteculas de agua produciendo

colisiones cada vez maacutes violentas que ayudan tambieacuten al rompimiento de la

peliacutecula superficial que rodea a la moleacutecula de agua

bull Aumenta la diferencia de densidades entre agua y petroacuteleo facilitando tambieacuten

el asentamiento de las gotas de agua

bull Reduce la tensioacuten superficial del agua facilitando la unioacuten de las gotas ya que

tienden a tomar una superficie coacutencava y a ofrecer mayor superficie de contacto

con el petroacuteleo

bull Reduce la viscosidad del petroacuteleo

La aplicacioacuten de calor para romper la emulsioacuten se puede hacer por medio de

intercambiadores de calor calentadores directos o indirectos y tratadores

teacutermicos

2541 Intercambiadores de Calor

Los intercambiadores de calor son dispositivos en los cuales cumplen una funcioacuten

especiacutefica tal como indica su nombre intercambiar calor entre dos fluidos que no

se mezclan En los procesos petroleros el disentildeo exclusivo de los

intercambiadores de calor es el de tubos y coraza debido a su amplio rango de

servicio y su alta resistencia a diversas condiciones de operacioacuten Normalmente la

transferencia de calor se produce por contacto directo del crudo emulsionado y del

fluido que proporcionaraacute calor usualmente el crudo pasa por los tubos y el fluido

de trabajo por la coraza esto ayuda a que exista un contacto total con turbulencia

del fluido de trabajo para quo no exista puntos muertos y que la transferencia de

calor sea maacutes eficiente Los intercambiadores de calor ademaacutes de ser eficientes

teacutermicamente su mantenimiento es faacutecil ya que uacutenicamente se lo realiza maacutes a

menudo al haz de tubos y los costos asociados a este son bajos

2542 Calentadores Directos

Este tipo de calentadores lleva a cabo la transferencia de calor por contacto

directo entre el crudo emulsionado y la superficie del calentador esto permite

manejar grandes voluacutemenes de fluido con un menor consumo de combustible Son

raacutepidos eficientes y de costo relativamente bajo La desventaja es que son

peligrosos a explosioacuten requieren de supervisioacuten constante y desperdician

productos livianos Su principal uso estaacute en calentar emulsiones no corrosivas que

esteacuten en baja presioacuten

2543 Calentadores Indirectos

Este tipo de calentadores la emulsioacuten fluye traveacutes de tubos sumergido en agua

donde la transferencia de calor se produce indirectamente por medio del agua que

estaacute alrededor del quemador y recibe de este el calor

Los calentadores indirectos presentan una ventaja de mantener la temperatura

constante y no presenta peligro de explosioacuten Como desventaja se puede notar

que requiere de varias horas para calentar despueacutes de un periacuteodo inactivo

Haciendo imposible tratar una emulsioacuten inmediatamente Sus capacidades son

aproximadamente de 2000 barriles de emulsioacuten por diacutea para un aumento de

temperatura de 100 ordmF

2544 Tratadores Teacutermicos

Los tratadores teacutermicos son equipos que combinan el proceso de calentamiento

con un sistema de coalescencia que ademaacutes de calentar el fluido se le da un

tiempo de retencioacuten para que se realice la separacioacuten de crudo y agua

emulsionada Son equipos que permiten desgasificar y drenar agua decantada La

norma API 5L recomienda el uso de estos equipos cuando el porcentaje de agua

emulsionada es menor o igual al 20 ademaacutes para una mejor eficiencia del

proceso de deshidratacioacuten es necesario determinar la temperatura a la cual el

crudo alcanza como miacutenimo una viscosidad de 150 SSU (25 ndash 30 Cp)

Tratamiento Mecaacutenico

Existen en la industria petrolera diversos procesos mecaacutenicos y fiacutesicos para

reducir el nivel de agua y sedimentos (AyS) del crudo producido a los liacutemites

establecidos entre operadoras y compradoras Antiguamente se contaban con

medios pocos desarrollados para realizar las labores de deshidratacioacuten de crudo

pero simultaacuteneamente con el desarrollo de la industria y con la consiguiente

necesidad de tratar el petroacuteleo producido se fueron desarrollando nuevas teacutecnicas

tendientes a lograr procesos de tratamiento con resultados tan satisfactorio como

fuera posible

Los principios en las cuales se basan para realizar la separacioacuten fiacutesica de vapor

liacutequidos o soacutelidos son el momentum oacute cantidad de movimiento la fuerza de

gravedad y la coalescencia como ya hemos mencionado Toda separacioacuten puede

emplear uno o maacutes de estos principios pero siempre las fases de los fluidos

deben ser inmiscibles y de diferentes densidades para que ocurra la separacioacuten

Dentro de esta gama de separadores mecaacutenicos se pueden mencionar por ser

los maacutes usados dentro de la industria petrolera los siguientes

A Separadores API

B Calentadores

C Despojadores de agua libre DAL

D Centrifugadores

E Platos Paralelos y Corrugados

En adelante se presentaraacuten algunos de los dispositivos de separacioacuten mecaacutenica

que se acaban de mencionar como lo son los separadores API y calentadores

dejando para capiacutetulos continuos la base teoacuterica de los otros restantes son los de

mayor intereacutes en esta investigacioacuten

A-Separadores API (Maston 1990)

Los separadores API son usados ampliamente en las refineriacuteas y son aceptados

generalmente como la norma en lo que a dispositivos de separacioacuten de

crudoagua se refiere Muchos autores dan recomendaciones de criterios de

disentildeo para estas unidades las cuales estaacuten compuestas de uno o maacutes canales

de flujo con una seccioacuten rectangular tanto horizontal como vertical Estos

recomiendan un ancho de canal de 6 a 20 ft (18 a 61 m) y una profundidad de 3 a

8 ft (091 a 244 m) Tambieacuten la relacioacuten anchoprofundidad esta restringida a

valores de 03 a 05 Modelos experimentales de separadores han mostrado bajas

eficiencias para relaciones anchoprofundidad por debajo de 02 El agua drenada

de los tanques fluye longitudinalmente a traveacutes de este canal mientras que las

gotas de crudo suben a la superficie para ser removidas

El criterio de disentildeo de los API (apeacutendice J) fue concebido para confirmar la

inherente suposicioacuten en este tipo de separadores crudoagua de que el mismo

criterio podriacutea ser aplicado a los DAL horizontales Este criterio incorpora un

disentildeo con diaacutemetro de gota de 0015 cm y asume que la velocidad de asenso

obedece a la ley de Stokes Las especificaciones de los separadores permiten que

las gotas de crudo lleguen a la superficie donde seraacuten removidas al final del

recorrido longitudinal El flujo es un factor intriacutenseco dentro de este criterio de

disentildeo el cual es un factor de compensacioacuten para cortocircuitos y turbulencia

necesaria

B-Calentadores

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

forma en que se aplica el calor

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

directo de la corriente alimentada con el calentador Aunque este tipo presenta

problemas de sedimentos y de corrosioacuten pueden manejar mayores voluacutemenes de

fluidos con menor gasto de combustible que los calentadores indirectos

Estos calentadores directos operan eficientemente en procesos operando en baja

presioacuten y donde los fluidos manejados no son muy corrosivos

El esquema tiacutepico de calentadores-tratadores directos tipo vertical y horizontal

se muestra en las figuras 27 y 28 respectivamente

El disentildeo normal de un tratador-calentador tipo vertical cumple las siguientes

funciones

1 Desgasificado de la emulsioacuten de entrada

2 Remocioacuten de arenas sedimentos y agua libre previo al calentamiento

3 Lavado con agua y calentamiento de la emulsioacuten

4 Coalescencia y asentamiento de las gotas de agua Coalescencia mecaacutenica

puede ser usada en eacutesta seccioacuten

El aceite deshidratado caliente puede ser usado para precalentar la emulsioacuten de

entrada usando un intercambiador de calor

Los calentadores-tratadores no son recomendables para remover grandes

cantidades de agua libre y eacutesta limitante llega a ser maacutes aguda en yacimientos

viejos con gran produccioacuten de agua congeacutenita En estos casos la instalacioacuten previa

de un DAL es una solucioacuten ideal

Las mismas funciones baacutesicas son previstas en un calentador directo tipo

horizontal como se muestra en la figura 29 La alimentacioacuten es parcialmente

desgasificada luego dirigida hacia la parte de abajo para la precipitacioacuten del agua

libre y la arena Despueacutes la alimentacioacuten es calentada y sufre una uacuteltima

desgasificacioacuten Posteriormente a traveacutes de un distribuidor pasa a un colector de

agua para finalmente pasar a la seccioacuten de coalescencia

Las partiacuteculas soacutelidas tales como arena escama productos de corrosioacuten se

depositaraacuten 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 alimentacioacuten

2 Bloquear la transferencia de calor y causar quemado del equipo de

calentamiento

3 Interferir los controles de nivel aacutenodos vaacutelvulas medidores y bombas

Asimismo pueden incrementar el crecimiento bacteriano y la velocidad de

corrosioacuten

Para prevenir la deposicioacuten de estos sedimentos se pueden instalar

hidrojets que operando a 30 psi por arriba de la presioacuten de operacioacuten del

calentador pueden remover los sedimentos para su drenado por la parte inferior

del recipiente

En los calentadores de tipo indirecto primero se calienta un fluido

Posteriormente a traveacutes de un intercambiador de calor el fluido de calentamiento

transfiere calor a la corriente de alimentacioacuten

En este tipo de calentadores disminuye el riesgo de explosioacuten y son utilizados en

instalaciones donde es posible recuperar calor tales como el gas caliente de

salida de las turbinas

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

ventajas

1 Reduce la viscosidad de la fase continua un incremento en la temperatura de

10degF baja la viscosidad de la emulsioacuten por un factor de 2

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

coalescencia

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

4 Promueve una mejor distribucioacuten del desemulsificante

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

Esto se logra manteniendo la temperatura del crudo por arriba de su punto de

nube

6 Debilita la peliacutecula de emulsificante que rodea a las gotas de agua

Sin embargo el calentamiento presenta las siguientes desventajas

1 Provoca la migracioacuten de los compuestos maacutes volaacutetiles del crudo hacia la fase

gaseosa Esta peacuterdida de ligeros en el crudo provoca una disminucioacuten de volumen

del crudo calentado (encogimiento) y una disminucioacuten en su gravedad API

2 Incrementa los costos de combustible

3 Incrementa los riesgos en las instalaciones

4 Requieren mayor instrumentacioacuten y control

5 Causa depoacutesitos de coke

PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN Y DESLADO DEL PETROacuteLEO CRUDO EN

REFINERIacuteA MADERO (PEMEX)

PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN DE LA ESTACIOacuteN DE PRODUCCION

CUYABENO-TRATAMIENTO QUIMICO

31 UBICACIOacuteN Y CONDICIONES DE OPERACIOacuteN

El aacuterea Cuyabeno tiene una estacioacuten de produccioacuten donde se procesa todo el

crudo agua y gas que producen los 21 pozos activos6 de los cuales 13 pozos

producen por bombeo hidraacuteulico (Power Oil BH) y 8 por bombeo electro

sumergible (BES) Este campo maneja actualmente una produccioacuten promedio de

8597 BPD de petroacuteleo de 258 degAPI 24911 BPD de agua de formacioacuten y 2322

MPCGD de gas asociado7 En la figura 31 se muestra la ubicacioacuten geograacutefica del

campo Cuyabeno

DESCRIPCIOacuteN DEL PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN

Luego de la etapa de separacioacuten la mezcla crudo-agua incluyendo el fluido

separado en el equipo trifaacutesico que se vuelve a unir a la descarga de los

separadores bifaacutesicos e ingresa a la bota desgasificadora donde se extrae el

remanente de gas en el fluido el cual es transferido a la tea de baja y por otro la

emulsioacuten crudo-agua a una presioacuten estimada de entre 20-18 psig sigue hacia el

tanque de lavado que tiene una capacidad en volumen de 18130 Bbls (H= 36

pies Oslash= 60 pies) el cual opera con un colchoacuten de agua promedio de 9 pies En

este recipiente por gravedad e inyeccioacuten de quiacutemicos principalmente el

demulsificante separa el crudo del agua El proceso de deshidratacioacuten actual

indica que el agua excedente del colchoacuten operativo (9 pies promedio) es utilizada

una parte para calentarla con un calentador artesanal usando un miacutenimo de gas

liberado desde los separadores de produccioacuten y prueba que pasan por tres

recipientes denominados depuradores o Scrubber tipo vertical donde se libera al

gas del contenido del liacutequido remanente que puede existir el agua caliente se

mezclaraacute con la emulsioacuten crudo-agua a la entrada del tanque de lavado con el fin

de facilitar la deshidratacioacuten a traveacutes de un equipo denominado Mezclador Estaacutetico

y el resto seraacute enviada al sistema de agua de reinyeccioacuten en el Anexo 7 se

muestra el Diagrama de tuberiacutea e Instrumentacioacuten (PG-CCY-M-002)

El equipo de calentamiento instalado es artesanal y por lo

mismo ineficiente en cuanto al gradiente de temperaturas obtenido (5-10degF)8 con

la que se obtiene una temperatura de crudo 112degF resultante de la mezcla no

recomendable para deshidratacioacuten En la figura 33 se muestra calentador de la

estacioacuten de Cuyabeno

331 TIPO DE QUIacuteMICOS INYECTADOS

El Campo Cuyabeno presenta para la deshidratacioacuten de crudo dos puntos

principales para la inyeccioacuten del quiacutemico como son el muacuteltiple de produccioacuten y

prueba como tambieacuten el ingreso a la bota desgasificadora en la Tabla 33 se

detallan los quiacutemicos inyectados como Demulsificante Antiparafiacutenico Dispersante

Soacutelidos Antiespumante ademaacutes en la tabla mencionada se presenta cantidades

inyectadas y costos de cada uno de los quiacutemicos9 Los productos demulsificantes

son utilizados para separar las moleacuteculas de crudo y agua emulsionadas con un

tiempo de contacto en el tanque de lavado para la determinacioacuten de la cantidad

de quiacutemico inyectado es necesario conocer el sistema de recoleccioacuten de crudo a

objeto de caracterizar las corrientes y determinar mediante anaacutelisis de laboratorio

el porcentaje de emulsioacuten tipo de emulsioacuten porcentaje de Agua libre y Gravedad

API (Normas ASTM D4007-2 Determinacioacuten de agua y sedimentos en crudo por

centrifugacioacuten y ASTM D287-92-2000 Determinacioacuten de la Gravedad API en

crudos y derivados Meacutetodo del Hidroacutemetro)

La parafina es una cera soacutelida del petroacuteleo de alto peso molecular (nuacutemero de

aacutetomos de carbonos presentes en el crudo mayor de 18 aacutetomos de carbonos)

tienen una temperatura de ablandamiento desde 60deg F a 215deg F

aproximadamente Dependiendo donde se presente el problema de precipitacioacuten

de parafina se debe seleccionar el punto de inyeccioacuten para separarlo En la

estacioacuten Cuyabeno se inyecta productos quiacutemicos antiparafiacutenico en el muacuteltiple de

produccioacuten

Los productos antiespumantes son utilizados en los crudos tendientes a formar

espuma a objeto de disiparla generalmente se inyectan en el muacuteltiple de

produccioacuten a cierta distancia del producto quiacutemico demulsificante o en la liacutenea de

entrada de los separadores bifaacutesicos o trifaacutesicos Estos productos son utilizados

cuando hay presencia de soacutelidos en el crudo estos soacutelidos estabilizan las

emulsiones y forman altas interfaces en los tanques de lavado lo que es negativo

para la deshidratacioacuten de crudo Los soacutelidos estaacuten impregnados de crudo que se

mantienen en suspensioacuten en la interface crudo-agua la funcioacuten de los

dispersantes de soacutelidos es cambiar la humectabilidad del soacutelido para que este

emigre de la fase acuosa y se separe Es importante conocer mediante anaacutelisis de

laboratorio en contenido de soacutelidos presentes en el crudo asiacute como el origen de

ello dependeraacute la seleccioacuten del producto quiacutemico dispersante Para la inyeccioacuten de

quiacutemicos se utilizan bombas en cumplimiento de la norma API STD 675 ldquoPositive

Displacement Pumps Controlledrdquo y tanques de fibra de vidrio reforzado de acuerdo

a API 12P ldquoSpecification for Fiberglass Reinforced Plastic Tanksrdquo incluyendo

ademaacutes las conexiones de proceso servicio e instrumentacioacuten hasta las vaacutelvulas

de bloqueo yo instrumento final para conectar al sistema de distribucioacuten En la

Figura 34 se observa la disposicioacuten del sistema de inyeccioacuten de quiacutemicos

Esta peliacutecula o piel alrededor de la gota llega a ser maacutes gruesa maacutes fuerte y maacutes

dura La cantidad de agentes emulsificantes se incrementa por oxidacioacuten fotoacutelisis

evaporacioacuten o por la accioacuten de bacterias

Salinidad de la Salmuera La concentracioacuten de la salmuera es un factor

importante en la formacioacuten de emulsiones estables Agua fresca o salmuera con

baja concentracioacuten de sal favorecen la estabilidad de las emulsiones

Por el contrario altas concentraciones de sal provocan peacuterdida en la estabilidad

de las emulsiones

Tipo de Aceite Los crudos con aceite de base parafiacutenica usualmente no forman

emulsiones estables mientras que los crudos nafteacutenicos y de base mixta forman

emulsiones estables Ceras resinas asfaacuteltenos y otros soacutelidos pueden influenciar

la estabilidad de la emulsioacuten En otras palabras el tipo de crudo determina la

cantidad y tipos de emulsificadores naturales

Diferencia de densidad La fuerza neta de gravedad que actuacutea en una gota es

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

continua

Como vemos son muchos los factores que intervienen en la estabilidad y

rompimiento de una emulsioacuten pero el maacutes importante de todos es el de la peliacutecula

interfasial debido a que en eacutesta se encuentran dos fuerzas que se oponen

constantemente

1 La tensioacuten superficial del agua que permite que las gotas pequentildeas formen

gotas mayores las cuales cuando estaacuten suficientemente grandes se asientan por

gravedad

2 La peliacutecula del agente emulsificador que rodea a la gota la cual tiende a evitar

la unioacuten de las gotitas y auacuten en el choque de dos gotas tiende a quedar entre ellas

de manera que no puedan formar una gota maacutes grande

Rompimiento de la Emulsion

La desemulsificacioacuten o separacioacuten del aceite - agua ocurre principalmente en dos

etapas La Floculacioacuten y la Coalescencia La coalescencia ocurre cuando 2 o maacutes

gotas se hacen una dentro de una esfera homogeacutenea Esto pasa por el hecho que

la gota producida tendraacute un volumen igual a pero un aacuterea superficial maacutes pequentildea

que la suma de las gotas originales Tal que esta gota tendraacute una energiacutea de

superficie maacutes baja este estado es maacutes deseable Esto normalmente continuacutea

para formar esferas maacutes grandes hasta que la fase total de aceite es separada del

agua

En la figura 9 Se muestra una emulsioacuten de aceite en agua (gotas de aceite

dispersa en agua) a modo ilustrativo para tener un mejor entendimiento del

proceso de desestabilizacioacuten de una emulsioacuten Sin embargo el tipo de emulsioacuten

que tenemos en el tanque de slop es de agua en aceite (gotas de agua dispersa

en aceite) y su proceso de desestabilizacioacuten es similar tal como se muestra en la

figura 10 y es esta emulsioacuten la que seraacute sometida a tratamiento de

desemulsificacioacuten en friacuteo

La desestabilizacioacuten de este tipo de emulsioacuten (agua en emulsioacuten de aceite)

involucra baacutesicamente tres pasos llamados floculacioacuten seguido por la

sedimentacioacuten de las gotas de agua debido a la diferencia de densidades y

finalmente la coalescencia de las gotas individuales de agua Grandes tamantildeo de

gotas alta diferencia de densidades entre la fase acuosa y de aceite y una baja

viscosidad de la fase continua causan altos rates de sedimentacioacuten Pero si

enfocamos la desestabilizacioacuten desde un punto de vista maacutes detallado tenemos

Floculacioacuten de las gotas para formar un racimo Coalescencia subsiguiente de las

gotas en contacto Separacioacuten de soacutelidos libres de hidrocarburos presentes en

cada gota Agrupacioacuten de soacutelidos dispersados producidos en la separacioacuten

mediante un tiempo de reposo

4211 Floculacioacuten

La floculacioacuten depende de la velocidad de decantacioacuten de las gotas Seguacuten la ley

de Stokes esta velocidad es directamente proporcional al cuadrado del radio de la

gota y a la diferencia de densidades entre la gota de agua y el crudo y es

inversamente a la viscosidad del volumen de liacutequido total Por este hecho la tasa

de decantacioacuten de las gotas es extremadamente corta en un Slop viscoso pesado

ocasionando una emulsioacuten muy estable La importancia de la floculacioacuten tambieacuten

explica la facilidad relativa de desemulsificacioacuten de una emulsioacuten que contiene

gran porcentaje de agua En un sistema de esta naturaleza la intercolisioacuten y

subsiguiente coalescencia de gotas es maacutes probable que en un sistema donde se

contengan una pocas gotas aisladas en un gran volumen de aceite La floculacioacuten

tambieacuten puede ocasionarse por poliacutemeros antifiacutelicos absorbibles en la interfase de

las gotas Un poliacutemero con muacuteltiples segmentos absorbibles puede ocasionar

floculacioacuten al crear puente entre las gotas Una moleacutecula polimeacuterica con

segmentos absorbidos sencillos puede tambieacuten ocasionar floculacioacuten al interactuar

con otros poliacutemeros absorbidos en las distintas gotas Ver figura 11

4212 Coalescencia

Para ldquoromperrdquo estas emulsiones las gotas floculadas tienen que aglomerarse lo

mismo los soacutelidos (coalescer) Las caracteriacutesticas microscoacutepicas de un proceso de

cuales ciencias son bastantes complejas pues involucran la eliminacioacuten de la

peliacutecula gruesa de liacutequido (superior a 1000 A) de la fase continua que separa las

gotas de agua y partiacuteculas soacutelidas en un agregado La peliacutecula que se encuentra

entre las gotas se adelgaza mediante forma uniforme y continua mediante el

drenaje laminar (flujo Reynolds) de la fase externa Este flujo estaacute regido por la

viscosidad y densidad de la fase continua Se trata de un proceso relativamente

lento para emulsiones de Slop muy pesados y viscosos A diferencia de este

descenso lento suave y uniforme del espesor de la peliacutecula eacutesta tambieacuten puede

adelgazarse en forma localizada y discontinuacutea de manera catastroacutefica Este

adelgazamiento localizado se debe a las ondulaciones de la superficie de la gota y

depende de las propiedades de la superficie especiacuteficamente de la viscosidad El

resultado final de este proceso de adelgazamiento es la creacioacuten de un orificio en

la peliacutecula estabilizante o la formacioacuten de una peliacutecula estable

TRATAMIENTO DE CRUDOS

El tratamiento de las emulsiones se realiza en dos etapas baacutesicas la

deshidratacioacuten donde el contenido de agua a 1 o 2 el desalado donde se

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

remanente

Deshidratacioacuten

En esta etapa se remueve el agua libre y las gotas de mayor tamantildeo Los agentes

quiacutemicos 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 emulsioacuten la temperatura del aceite a la entrada del sistema la volatilidad del

aceite y el costo de calentamiento Un diagrama del proceso de deshidratacioacuten se

presenta en la Fig VII4 Se incluyen

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

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 deshidratacioacuten donde el contenido de agua se reduce a 02-2 de

agua

Desalado

En esta segunda etapa el agua residual (02-2) y la salinidad asociada se

reduce mediante la adicioacuten de agua de baja salinidad De acuerdo con los

resultados de campo el volumen de agua de dilucioacuten es aproximadamente 2 oacute 3

veces el volumen de agua residual Sin embargo esta relacioacuten podraacute variar

considerando los siguientes factores

1) La salinidad del agua residual

2) El porcentaje de agua remanente despueacutes de la etapa de deshidratacioacuten

3) La salinidad del agua de dilucioacuten

4) Eficiencia del mezclado del agua de dilucioacuten con la emulsioacuten

5) Contenido de sal requerido al final del tratamiento

La deshidratacioacuten y desalado de crudos deben combinarse aunque no

siempre en la misma planta para mantener el agua y la sal dentro de

especificaciones Los valores maacuteximos generalmente aceptados son 10 de

agua y 100 LMB para manejarse en oleoductos y 01 de agua y 20 LMB para

refinacioacuten o exportacioacuten

DESHIDRATACIOacuteN DEL PETROacuteLEO

La Deshidratacioacuten del Petroacuteleo es el proceso mediante el cual se separa el agua

asociada con el petroacuteleo ya sea en forma emulsionada o libre hasta lograr reducir

su contenido a un porcentaje previamente especificado Generalmente este

porcentaje es igual o inferior al 1 de agua

241 FORMACIOacuteN DE EMULSIONES

Una emulsioacuten es una mezcla de dos liacutequidos inmiscibles es decir liacutequidos bajo

condiciones normales no se mezclan Uno de los liacutequidos se encuentra dispersado

dentro del otro en forma de gotas muy pequentildeas tal como se puede observar en

la Figura 25 pueden variar en tamantildeo desde partiacuteculas como 000001 mm En el

proceso de extraccioacuten de petroacuteleo la mezcla bifaacutesica petroacuteleo crudo y agua se

desplazan en un medio poroso a una velocidad del orden de 1 piediacutea lo que

significa que es insuficiente para que se forme una emulsioacuten

Sin embargo el arreglo de tuberiacuteas y accesorios (bombas equipos auxiliares

vaacutelvulas codos) producen una agitacioacuten suficiente para que el agua se mezcle

con el petroacuteleo y forme asiacute una emulsioacuten

Existen tres requisitos esenciales para formar una emulsioacuten WO (waacuteter and oil)

bull Dos liacutequidos inmiscibles como es el caso agua y petroacuteleo

bull Agitacioacuten suficiente para dispersar partiacuteculas de un liacutequido al otro

bull Un agente emulsionante para estabilizar gotas dispersas en la fase continuacutea

En los campos petroleros las emulsiones de agua en aceite (WO) son llamadas

emulsiones directas mientras que las emulsiones de aceite en agua (OW) son

llamadas emulsiones inversas Esta clasificacioacuten simple no siempre es adecuada

ya que emulsiones muacuteltiples o complejas (oWO oacute wOW) pueden tambieacuten

ocurrir

242 FACTORES DE INFLUENCIA EN LA FORMACIOacuteN DE EMULSIONES

2422 Agentes Emulsionantes

Los agentes emulsionantes son numerosos y pueden ser clasificados de la

siguiente manera

bull Compuestos naturales surfactantes tales como asfaltenos y resinas conteniendo

aacutecidos orgaacutenicos y bases aacutecidos nafteacutenicos aacutecidos carboxiacutelicos compuestos de

azufre fenoles cresoles y otros surfactantes naturales de alto peso molecular

bull Soacutelidos finamente divididos tales como arena arcilla lodos de perforacioacuten

fluidos para estimulacioacuten incrustaciones minerales productos de la corrosioacuten (por

ejemplo sulfuro de hierro oacutexidos) parafinas asfaltenos precipitados Los fluidos

para estimulacioacuten de pozos pueden contribuir a formar emulsiones muy estables

bull Quiacutemicos de produccioacuten antildeadidos tales como inhibidores de corrosioacuten biocidas

limpiadores surfactantes y agentes humectantes

2423 Fases de una emulsioacuten

En una emulsioacuten el liacutequido dispensado dentro de otro en forma de gotas

pequentildeas se conoce como la fase dispersada o fase interna El liacutequido que

circunda de las gotas dispersadas se conoce como la fase continua o fase

externa Una emulsioacuten de petroacuteleo y agua puede tener cualquiera de los liacutequidos

como fase dispersa dependiendo de las caracteriacutesticas del agente emulsificante

Pero la mayoriacutea de los casos es el agua la que estaacute dispersa en forma de gotas en

el petroacuteleo Las emulsiones pueden contener desde una traza hasta un 90 o maacutes

de agua Pueden ser finas oacute gruesas dependiendo de muchos factores que

incluyen las propiedades de los liacutequidos el porcentaje de cada uno y el tipo y la

cantidad de emulsificador presente

En raras ocasiones las emulsiones producidas en los campos son reversas o

invertidas es decir donde la fase dispersa es una gota de emulsioacuten petroacuteleo-agua

y la fase continua en petroacuteleo En la Figura 26 podemos estimar el porcentaje de

agua emulsionada contenida en el petroacuteleo

25 MEacuteTODOS DE TRATAMIENTO DE DESHIDRATACIOacuteN

La comercializacioacuten de petroacuteleo despueacutes de haber sido tratada debe cumplir

exigencias miacutenimas de calidad en cuanto a contenido de agua y sedimentos

(BSampW) y contenido de la sal (libras por mil barriles de petroacuteleo) En general las

refineriacuteas del no aceptan petroacuteleos crudos con valor BSampW superior al 1 o

contenidos de sal por encima de 15 libras por cada mil barriles de crudo Con el fin

de que el petroacuteleo cumpla con las condiciones de calidad es necesario tratar las

emulsiones para romperlas Para romper una emulsioacuten se debe debilitar

neutralizar o destruir la sustancia emulsificante con el fin de que las gotas de

agua puedan unirse y precipitarse por gravedad Las instalaciones tiacutepicas

disponen de varios meacutetodos como son los que se especifica a continuacioacuten

Tratamiento quiacutemico

Tratamiento gravitacional

Tratamiento electrostaacutetico

Tratamiento teacutermico

251 TRATAMIENTO QUIacuteMICO

El tratamiento quiacutemico consiste en agregar a la emulsioacuten ciertas sustancias

quiacutemicas conocidas como ldquoagentes demulsificantesrdquo las cuales se concentran

para atacar la sustancia emulsificante y destruir la emulsioacuten Los demulsificantes

tienen tres acciones principales

1 Fuerte atraccioacuten hacia la interface aceite-agua ellos deben desplazar o

neutralizar a los emulsificadores presentes en la peliacutecula de la interfase

2 Floculacioacuten neutralizan las cargas eleacutectricas repulsivas entre las gotas

dispersas permitiendo el contacto de las mismas

3 Coalescencia permiten que pequentildeas gotas se unan a gotas maacutes grandes que

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

rodea y estabiliza las gotas sea rota

Los demulsificantes son insolubles con el agua pero solubles en aceite esto sirve

para que puedan dispersarse y alcancen las gotas de agua en la fase crudo-agua

2511 Rangos de dosificacioacuten

La dosificacioacuten en forma de choque no es muy recomendable se debe realizar en

forma continua en la relacioacuten determinada en campo o en pruebas de laboratorio

(pruebas de botella5 2512 Seleccioacuten del tipo de demulsificante ) Los rangos de

dosificacioacuten 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

dosificacioacuten que los crudos ligeros

El exceso de dosificacioacuten de demulsificante incrementa los costos de tratamiento

incrementa el aceite contenido en el agua de formacioacuten puede estabilizar aun maacutes

la emulsioacuten regular (WO) y puede producir emulsiones inversas (OW)

2512 Seleccioacuten del tipo de demulsificante

La seleccioacuten de demulsificante se realiza mediante pruebas empiacutericas llamadas

pruebas de botella cuyo meacutetodo es especificado en la norma API MPMS 104

Las teoriacuteas de coacutemo actuacutean los desemulsificantes estaacuten incompletas

Estas teoriacuteas fallan al pretender explicar el funcionamiento de los diferentes tipos

de compuestos quiacutemicos Sin embargo dos generalidades son vaacutelidas

Primero los desemulsificantes efectivos tienen alto peso molecular que son

comparables a los surfactantes naturales Segundo usados como emulsificadores

los desemulsificantes tienden a producir emulsiones inversas(ow)

Una teoriacutea tradicional acerca de coacutemo trabajan los desemulsificantes es que ellos

neutralizan a los agentes emulsificadores en otras palabras rompen las

emulsiones wo al tender en forma natural a formar emulsiones ow Otra

explicacioacuten es que los desemulsificantes hacen que la peliacutecula que rodea a la gota

de agua se vuelva muy riacutegida o se contraiga para finalmente romperse

Los productos quiacutemicos desemulsificantes pueden caracterizarse como sigue

Esteres son buenos deshidratadores provocan una asentamiento lento de

las gotas de agua pero al sobre dosificarse provocan emulsiones inversas

(ow)

Di-epoacutexicos son excelentes deshidratadores pero provocan un

asentamiento lento de las gotas de agua

Uretanos buenos deshidratadores provocan un asentamiento lento de las

gotas de agua

Resinas son buenos deshidratadores provocan un asentamiento raacutepido de

las gotas de agua dan un agua separada limpia

Polialquilenos pobres deshidratadores lento asentamiento de las gotas de

agua

Glicoles requiere mezclarse con otros para aplicarse

Sulfonatos buenos humectantes de soacutelidos y tiene capacidad para el

asentamiento de las gotas de agua sobre dosificaacutendose no causa

emulsiones inversas (ow) pero pueden causar la precipitacioacuten de

partiacuteculas de sulfuro de fierro en el agua separada

Poliesteraminas agentes de superficie activa violentos deshidratan en

bajas dosificaciones al sobredosificarse producen emulsiones inversas

(ow)

Oxialquilados buenos agentes humectantes son usados en mezclas

Poliaminas son lentos en el asentamiento de las gotas de agua

Alcanolaminas son raacutepidos en el asentamiento de las gotas de agua

Un soacutelo compuesto quiacutemico no puede proveer las tres acciones requeridas

anteriormente citadas por lo que los desemulsificantes comerciales son una

mezcla de varios desemulsificantes baacutesicos (30-60 ) maacutes la adicioacuten de solventes

adecuados tales como nafta aromaacutetica pesada benceno tolueno o alcohol

isopropiacutelico para obtener un liacutequido que fluya a la menor temperatura esperada

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

puedan difundirse raacutepidamente a traveacutes de la fase de aceite y alcancen las gotas

de agua

Por el contrario los desemulsificantes para emulsiones inversas ow son muy

solubles en agua Comuacutenmente son poliaminas cuaternarias de amonio de alto

peso molecular mezcladas con aluminio hierro o cloruro de zinc

Los desemulsificantes deben ser dosificados en forma continua en la relacioacuten

determinada por pruebas de botella yo pruebas de campo La dosificacioacuten en

forma de choque no es muy recomendable Los rangos de dosificacioacuten 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 dosificacioacuten que los crudos

ligeros El exceso de dosificacioacuten de desemulsificante incrementa los costos de

tratamiento incrementa el aceite contenido en la salmuera separada puede

estabilizar auacuten maacutes la emulsioacuten regular (aguaaceite) y puede producir emulsiones

inversas (aceiteagua)

Los desemulsificantes deben ser inyectados tan temprano como sea posible (en el

fondo o en la cabeza del pozo) Esto permite maacutes tiempo de contacto y puede

prevenir la formacioacuten de emulsioacuten corriente abajo

La inyeccioacuten de desemulsificante antes de una bomba asegura un adecuado

contacto con el crudo y minimiza la formacioacuten de emulsioacuten por la accioacuten de la

bomba

La seleccioacuten y preparacioacuten del tipo de desemulsificante debe coincidir con el

recipiente de tratamiento de la emulsioacuten Los tanque de lavado que tienen largo

tiempo de retencioacuten (8-24 horas) requieren desemulsificantes de accioacuten lenta Por

otro lado los tratadores-calentadores y las unidades electrostaacuteticas con corto

tiempo de retencioacuten (15-60 minutos) requieren desemulsificantes de accioacuten muy

raacutepida Problemas como precipitacioacuten de parafinas en climas friacuteos incremento de

soacutelidos por workovers y adicioacuten de compuestos quiacutemicos para estimulacioacuten de

pozos pueden requerir el cambio del desemulsificante de liacutenea

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

permitir su completa identificacioacuten seleccionar el desemulsificante maacutes adecuado

es un arte y una ciencia La seleccioacuten estaacute basada en pruebas empiacutericas de

descrito en el meacutetodo API MPMS 104 (1988)

Obviamente para el eacutexito de la prueba de botella se requiere de una buena

muestra de la emulsioacuten del sistema Para que una muestra sea buena debe reunir

las siguientes caracteriacutesticas

1 Debe ser representativa de la corriente

2 Debe ser un compuesto de la produccioacuten de los pozos individuales que estaacuten

alimentando al tratador

3 Contener cantidades representativas de los quiacutemicos presentes en el sistema

tales como inhibidores de corrosioacuten y parafinas

4 Debe ser fresca para evitar la estabilizacioacuten por envejecimiento de la emulsioacuten

El tratamiento quiacutemico en general ofrece las siguientes ventajas

1 La formacioacuten de las emulsiones puede ser completamente prevenida

dosificando los desemulsificantes desde una etapa temprana del tratamiento

2 La emulsioacuten puede ser rota en friacuteo reduciendo los costos de calentamiento de

la emulsioacuten y la peacuterdida de gravedad asociada con el calentamiento

Las desventajas del tratamiento quiacutemico son

1 Una sobredosificacioacuten puede producir nuevas emulsiones que son a menudo

maacutes difiacuteciles de romper que las emulsiones originales

2 No siempre es econoacutemico romper las emulsiones soacutelo con el tratamiento

quiacutemico generalmente es necesario el uso de energiacutea adicional como

calentamiento o electricidad para reducir los costos del tratamiento quiacutemico

252 TRATAMIENTO GRAVITACIONAL

El meacutetodo por asentamiento gravitacional que consiste en la demulsificacioacuten del

agua en el crudo mediante tiempo de retencioacuten y diferencia de densidades se lleva

a cabo en dos diferentes equipos Eliminadores de agua libre (FWKO) y Tanque

de lavado (Wash Tank) Los eliminadores de agua libre (FWKO) sirven para

remover grandes cantidades de agua no emulsionada en la corriente de los fluidos

que llega a la estacioacuten desde los pozos productores y se asientan faacutecilmente en

menos de 5-20 minutos Estos recipientes se encuentran disentildeados bajo la norma

ASME SECCTION VIII

div 1 y en su parte interna estaacute constituido por bafles para direccionar los fluidos

y platos de coalescencia para deshidratar el gas natural El petroacuteleo separado del

agua libre al contener un porcentaje de agua emulsionada que variacutea entre 1 a 30

de BSW (corte de agua) lo cual implica tratarlo en otro sistema que es el tanque

de lavado (Wash Tank) estos tanques operan con la mitad de agua (colchoacuten de

agua) y la otra parte es petroacuteleo El crudo emulsionado entra en la parte inferior a

una altura de 3 pies de lo cual implica que el agua llegue con el crudo y entre en

contacto con el agua del tanque de lavado con lo que se lleva a cabo la

coalescencia del agua mediante el flujo que se ve forzada por bafles internos de la

cual permite incrementar el tempo de retencioacuten Los tanques de lavado se

encuentran disentildeados bajo la norma API 650 El tratamiento quiacutemico el tiempo de

retencioacuten del tanque de lavado y la diferencia de densidades del petroacuteleo y la

emulsioacuten permite que el petroacuteleo ascienda en la parte superior a formar parte de

la zona del petroacuteleo deshidratado este proceso de deshidratacioacuten en el tanque de

lavado se lleva a cabo en un tiempo de residencia que puede estar entre 3 y 36

horas

253 TRATAMIENTO ELECTROSTAacuteTICO

Cuando el crudo cuya gravedad se encuentran por debajo de los 12deg API ya no

resulta rentable utilizar los tanques de lavado para su deshidratacioacuten debido a su

velocidad de asentamiento para estos casos es necesariamente utilizar el meacutetodo

de deshidratacioacuten electrostaacutetica Este meacutetodo se basa principalmente por el efecto

que produce un campo eleacutectrico en la velocidad de asentamiento de las partiacuteculas

de agua contenidas en la emulsioacuten

2531 Principio electrostaacutetico de coalescencia

Este principio se basa en la estructura de la moleacutecula de agua Esta moleacutecula

responde a un campo eleacutectrico por su configuracioacuten Las gotas de agua que se

encuentran dispersas en el petroacuteleo formando la emulsioacuten estas gotas de agua

en su forma natural son esfeacutericas y se encuentran en el estado maacutes bajo de

energiacutea libre Por lo tanto la gota no es dipolar en su estado natural Sin embargo

al aplicarse un campo eleacutectrico se hace dipolar En este caso la gota pasa de una

forma esfeacuterica a una elipsoidal Las cargas positivas se encuentran en un extremo

del elipsoide y las cargas negativas en el otro extremo Cuando se produce la

elongacioacuten para que la gota alcance la forma elipsoidal se afecta la peliacutecula

superficial de la gota haciendo que las gotas adyacentes de diferente polaridad

eleacutectrica se atraigan y choquen formando asiacute la coalescencia dando origen a una

gota maacutes grande que cae con mayor rapidez

2532 Caracteriacutesticas de un coalescedor electrostaacutetico

Un deshidratador electrostaacutetico estaacute dividido en 3 secciones Figura 27 La

primera seccioacuten ocupa aproximadamente el 50 de su longitud y es llamada

ldquoSeccioacuten de calentamientordquo La segunda seccioacuten es llamada ldquoSeccioacuten central o

control de nivelrdquo y esta ocupa por alrededor del 10 de su longitud ubicada

adyacente a la seccioacuten de calentamiento La tercera seccioacuten ocupa el 40 de la

longitud del deshidratador y es denominada ldquoSeccioacuten de asentamientordquo del agua

suspendida para producir crudo limpio Las parrillas de electrodos de alto voltaje

estaacuten localizadas en la parte superior del recipiente arriba de la interface agua

aceite

La velocidad de asentamiento por gravedad es muy lenta tal como se expone en

la Ley de Stokes Por ejemplo una gota de agua de 20 micras de diaacutemetro en un

crudo de 33 degAPI a 100 degF y una viscosidad de 65 cp se asienta a una velocidad

de 007 fthr

La moleacutecula de agua es polar (figura 24) por lo tanto un campo eleacutectrico

incrementa la coalescencia de las gotas dispersas en el aceite por dos

mecanismos que actuacutean simultaacuteneamente (Lucas R N 1976)

1 Sometidas a un campo electrostaacutetico las gotas de agua adquieren una carga

eleacutectrica neta

2 La distribucioacuten al azar de las gotas de agua en el seno del aceite al pasar por el

campo electrostaacutetico se alinean con su carga positiva orientada al electrodo

cargado (negativo)

254 TRATAMIENTO TEacuteRMICO

El tratamiento teacutermico constituye un meacutetodo efectivo y econoacutemico para la

deshidratacioacuten del petroacuteleo y en la mayoriacutea de los casos se utiliza para ayudar en

otros procesos Antes de aplicar la transferencia de calor es necesario separar el

agua libre y el gas con el fin de reducir la energiacutea que se debe aplicar para

calentar el petroacuteleo ya que se requiere 350 BTU para calentar un barril de agua

en 1ordmF y solamente se requiere 150 BTU para calentar un barril de crudo El

calentamiento ayuda al rompimiento de las emulsiones debido a que tiene los

siguientes efectos sobre ella

bull Dilata la peliacutecula superficial que rodea a las gotas de agua debilitaacutendola y

facilitaacutendola la coalescencia entre ellas

bull Origina y aumenta el movimiento de las moleacuteculas de agua produciendo

colisiones cada vez maacutes violentas que ayudan tambieacuten al rompimiento de la

peliacutecula superficial que rodea a la moleacutecula de agua

bull Aumenta la diferencia de densidades entre agua y petroacuteleo facilitando tambieacuten

el asentamiento de las gotas de agua

bull Reduce la tensioacuten superficial del agua facilitando la unioacuten de las gotas ya que

tienden a tomar una superficie coacutencava y a ofrecer mayor superficie de contacto

con el petroacuteleo

bull Reduce la viscosidad del petroacuteleo

La aplicacioacuten de calor para romper la emulsioacuten se puede hacer por medio de

intercambiadores de calor calentadores directos o indirectos y tratadores

teacutermicos

2541 Intercambiadores de Calor

Los intercambiadores de calor son dispositivos en los cuales cumplen una funcioacuten

especiacutefica tal como indica su nombre intercambiar calor entre dos fluidos que no

se mezclan En los procesos petroleros el disentildeo exclusivo de los

intercambiadores de calor es el de tubos y coraza debido a su amplio rango de

servicio y su alta resistencia a diversas condiciones de operacioacuten Normalmente la

transferencia de calor se produce por contacto directo del crudo emulsionado y del

fluido que proporcionaraacute calor usualmente el crudo pasa por los tubos y el fluido

de trabajo por la coraza esto ayuda a que exista un contacto total con turbulencia

del fluido de trabajo para quo no exista puntos muertos y que la transferencia de

calor sea maacutes eficiente Los intercambiadores de calor ademaacutes de ser eficientes

teacutermicamente su mantenimiento es faacutecil ya que uacutenicamente se lo realiza maacutes a

menudo al haz de tubos y los costos asociados a este son bajos

2542 Calentadores Directos

Este tipo de calentadores lleva a cabo la transferencia de calor por contacto

directo entre el crudo emulsionado y la superficie del calentador esto permite

manejar grandes voluacutemenes de fluido con un menor consumo de combustible Son

raacutepidos eficientes y de costo relativamente bajo La desventaja es que son

peligrosos a explosioacuten requieren de supervisioacuten constante y desperdician

productos livianos Su principal uso estaacute en calentar emulsiones no corrosivas que

esteacuten en baja presioacuten

2543 Calentadores Indirectos

Este tipo de calentadores la emulsioacuten fluye traveacutes de tubos sumergido en agua

donde la transferencia de calor se produce indirectamente por medio del agua que

estaacute alrededor del quemador y recibe de este el calor

Los calentadores indirectos presentan una ventaja de mantener la temperatura

constante y no presenta peligro de explosioacuten Como desventaja se puede notar

que requiere de varias horas para calentar despueacutes de un periacuteodo inactivo

Haciendo imposible tratar una emulsioacuten inmediatamente Sus capacidades son

aproximadamente de 2000 barriles de emulsioacuten por diacutea para un aumento de

temperatura de 100 ordmF

2544 Tratadores Teacutermicos

Los tratadores teacutermicos son equipos que combinan el proceso de calentamiento

con un sistema de coalescencia que ademaacutes de calentar el fluido se le da un

tiempo de retencioacuten para que se realice la separacioacuten de crudo y agua

emulsionada Son equipos que permiten desgasificar y drenar agua decantada La

norma API 5L recomienda el uso de estos equipos cuando el porcentaje de agua

emulsionada es menor o igual al 20 ademaacutes para una mejor eficiencia del

proceso de deshidratacioacuten es necesario determinar la temperatura a la cual el

crudo alcanza como miacutenimo una viscosidad de 150 SSU (25 ndash 30 Cp)

Tratamiento Mecaacutenico

Existen en la industria petrolera diversos procesos mecaacutenicos y fiacutesicos para

reducir el nivel de agua y sedimentos (AyS) del crudo producido a los liacutemites

establecidos entre operadoras y compradoras Antiguamente se contaban con

medios pocos desarrollados para realizar las labores de deshidratacioacuten de crudo

pero simultaacuteneamente con el desarrollo de la industria y con la consiguiente

necesidad de tratar el petroacuteleo producido se fueron desarrollando nuevas teacutecnicas

tendientes a lograr procesos de tratamiento con resultados tan satisfactorio como

fuera posible

Los principios en las cuales se basan para realizar la separacioacuten fiacutesica de vapor

liacutequidos o soacutelidos son el momentum oacute cantidad de movimiento la fuerza de

gravedad y la coalescencia como ya hemos mencionado Toda separacioacuten puede

emplear uno o maacutes de estos principios pero siempre las fases de los fluidos

deben ser inmiscibles y de diferentes densidades para que ocurra la separacioacuten

Dentro de esta gama de separadores mecaacutenicos se pueden mencionar por ser

los maacutes usados dentro de la industria petrolera los siguientes

A Separadores API

B Calentadores

C Despojadores de agua libre DAL

D Centrifugadores

E Platos Paralelos y Corrugados

En adelante se presentaraacuten algunos de los dispositivos de separacioacuten mecaacutenica

que se acaban de mencionar como lo son los separadores API y calentadores

dejando para capiacutetulos continuos la base teoacuterica de los otros restantes son los de

mayor intereacutes en esta investigacioacuten

A-Separadores API (Maston 1990)

Los separadores API son usados ampliamente en las refineriacuteas y son aceptados

generalmente como la norma en lo que a dispositivos de separacioacuten de

crudoagua se refiere Muchos autores dan recomendaciones de criterios de

disentildeo para estas unidades las cuales estaacuten compuestas de uno o maacutes canales

de flujo con una seccioacuten rectangular tanto horizontal como vertical Estos

recomiendan un ancho de canal de 6 a 20 ft (18 a 61 m) y una profundidad de 3 a

8 ft (091 a 244 m) Tambieacuten la relacioacuten anchoprofundidad esta restringida a

valores de 03 a 05 Modelos experimentales de separadores han mostrado bajas

eficiencias para relaciones anchoprofundidad por debajo de 02 El agua drenada

de los tanques fluye longitudinalmente a traveacutes de este canal mientras que las

gotas de crudo suben a la superficie para ser removidas

El criterio de disentildeo de los API (apeacutendice J) fue concebido para confirmar la

inherente suposicioacuten en este tipo de separadores crudoagua de que el mismo

criterio podriacutea ser aplicado a los DAL horizontales Este criterio incorpora un

disentildeo con diaacutemetro de gota de 0015 cm y asume que la velocidad de asenso

obedece a la ley de Stokes Las especificaciones de los separadores permiten que

las gotas de crudo lleguen a la superficie donde seraacuten removidas al final del

recorrido longitudinal El flujo es un factor intriacutenseco dentro de este criterio de

disentildeo el cual es un factor de compensacioacuten para cortocircuitos y turbulencia

necesaria

B-Calentadores

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

forma en que se aplica el calor

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

directo de la corriente alimentada con el calentador Aunque este tipo presenta

problemas de sedimentos y de corrosioacuten pueden manejar mayores voluacutemenes de

fluidos con menor gasto de combustible que los calentadores indirectos

Estos calentadores directos operan eficientemente en procesos operando en baja

presioacuten y donde los fluidos manejados no son muy corrosivos

El esquema tiacutepico de calentadores-tratadores directos tipo vertical y horizontal

se muestra en las figuras 27 y 28 respectivamente

El disentildeo normal de un tratador-calentador tipo vertical cumple las siguientes

funciones

1 Desgasificado de la emulsioacuten de entrada

2 Remocioacuten de arenas sedimentos y agua libre previo al calentamiento

3 Lavado con agua y calentamiento de la emulsioacuten

4 Coalescencia y asentamiento de las gotas de agua Coalescencia mecaacutenica

puede ser usada en eacutesta seccioacuten

El aceite deshidratado caliente puede ser usado para precalentar la emulsioacuten de

entrada usando un intercambiador de calor

Los calentadores-tratadores no son recomendables para remover grandes

cantidades de agua libre y eacutesta limitante llega a ser maacutes aguda en yacimientos

viejos con gran produccioacuten de agua congeacutenita En estos casos la instalacioacuten previa

de un DAL es una solucioacuten ideal

Las mismas funciones baacutesicas son previstas en un calentador directo tipo

horizontal como se muestra en la figura 29 La alimentacioacuten es parcialmente

desgasificada luego dirigida hacia la parte de abajo para la precipitacioacuten del agua

libre y la arena Despueacutes la alimentacioacuten es calentada y sufre una uacuteltima

desgasificacioacuten Posteriormente a traveacutes de un distribuidor pasa a un colector de

agua para finalmente pasar a la seccioacuten de coalescencia

Las partiacuteculas soacutelidas tales como arena escama productos de corrosioacuten se

depositaraacuten 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 alimentacioacuten

2 Bloquear la transferencia de calor y causar quemado del equipo de

calentamiento

3 Interferir los controles de nivel aacutenodos vaacutelvulas medidores y bombas

Asimismo pueden incrementar el crecimiento bacteriano y la velocidad de

corrosioacuten

Para prevenir la deposicioacuten de estos sedimentos se pueden instalar

hidrojets que operando a 30 psi por arriba de la presioacuten de operacioacuten del

calentador pueden remover los sedimentos para su drenado por la parte inferior

del recipiente

En los calentadores de tipo indirecto primero se calienta un fluido

Posteriormente a traveacutes de un intercambiador de calor el fluido de calentamiento

transfiere calor a la corriente de alimentacioacuten

En este tipo de calentadores disminuye el riesgo de explosioacuten y son utilizados en

instalaciones donde es posible recuperar calor tales como el gas caliente de

salida de las turbinas

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

ventajas

1 Reduce la viscosidad de la fase continua un incremento en la temperatura de

10degF baja la viscosidad de la emulsioacuten por un factor de 2

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

coalescencia

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

4 Promueve una mejor distribucioacuten del desemulsificante

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

Esto se logra manteniendo la temperatura del crudo por arriba de su punto de

nube

6 Debilita la peliacutecula de emulsificante que rodea a las gotas de agua

Sin embargo el calentamiento presenta las siguientes desventajas

1 Provoca la migracioacuten de los compuestos maacutes volaacutetiles del crudo hacia la fase

gaseosa Esta peacuterdida de ligeros en el crudo provoca una disminucioacuten de volumen

del crudo calentado (encogimiento) y una disminucioacuten en su gravedad API

2 Incrementa los costos de combustible

3 Incrementa los riesgos en las instalaciones

4 Requieren mayor instrumentacioacuten y control

5 Causa depoacutesitos de coke

PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN Y DESLADO DEL PETROacuteLEO CRUDO EN

REFINERIacuteA MADERO (PEMEX)

PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN DE LA ESTACIOacuteN DE PRODUCCION

CUYABENO-TRATAMIENTO QUIMICO

31 UBICACIOacuteN Y CONDICIONES DE OPERACIOacuteN

El aacuterea Cuyabeno tiene una estacioacuten de produccioacuten donde se procesa todo el

crudo agua y gas que producen los 21 pozos activos6 de los cuales 13 pozos

producen por bombeo hidraacuteulico (Power Oil BH) y 8 por bombeo electro

sumergible (BES) Este campo maneja actualmente una produccioacuten promedio de

8597 BPD de petroacuteleo de 258 degAPI 24911 BPD de agua de formacioacuten y 2322

MPCGD de gas asociado7 En la figura 31 se muestra la ubicacioacuten geograacutefica del

campo Cuyabeno

DESCRIPCIOacuteN DEL PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN

Luego de la etapa de separacioacuten la mezcla crudo-agua incluyendo el fluido

separado en el equipo trifaacutesico que se vuelve a unir a la descarga de los

separadores bifaacutesicos e ingresa a la bota desgasificadora donde se extrae el

remanente de gas en el fluido el cual es transferido a la tea de baja y por otro la

emulsioacuten crudo-agua a una presioacuten estimada de entre 20-18 psig sigue hacia el

tanque de lavado que tiene una capacidad en volumen de 18130 Bbls (H= 36

pies Oslash= 60 pies) el cual opera con un colchoacuten de agua promedio de 9 pies En

este recipiente por gravedad e inyeccioacuten de quiacutemicos principalmente el

demulsificante separa el crudo del agua El proceso de deshidratacioacuten actual

indica que el agua excedente del colchoacuten operativo (9 pies promedio) es utilizada

una parte para calentarla con un calentador artesanal usando un miacutenimo de gas

liberado desde los separadores de produccioacuten y prueba que pasan por tres

recipientes denominados depuradores o Scrubber tipo vertical donde se libera al

gas del contenido del liacutequido remanente que puede existir el agua caliente se

mezclaraacute con la emulsioacuten crudo-agua a la entrada del tanque de lavado con el fin

de facilitar la deshidratacioacuten a traveacutes de un equipo denominado Mezclador Estaacutetico

y el resto seraacute enviada al sistema de agua de reinyeccioacuten en el Anexo 7 se

muestra el Diagrama de tuberiacutea e Instrumentacioacuten (PG-CCY-M-002)

El equipo de calentamiento instalado es artesanal y por lo

mismo ineficiente en cuanto al gradiente de temperaturas obtenido (5-10degF)8 con

la que se obtiene una temperatura de crudo 112degF resultante de la mezcla no

recomendable para deshidratacioacuten En la figura 33 se muestra calentador de la

estacioacuten de Cuyabeno

331 TIPO DE QUIacuteMICOS INYECTADOS

El Campo Cuyabeno presenta para la deshidratacioacuten de crudo dos puntos

principales para la inyeccioacuten del quiacutemico como son el muacuteltiple de produccioacuten y

prueba como tambieacuten el ingreso a la bota desgasificadora en la Tabla 33 se

detallan los quiacutemicos inyectados como Demulsificante Antiparafiacutenico Dispersante

Soacutelidos Antiespumante ademaacutes en la tabla mencionada se presenta cantidades

inyectadas y costos de cada uno de los quiacutemicos9 Los productos demulsificantes

son utilizados para separar las moleacuteculas de crudo y agua emulsionadas con un

tiempo de contacto en el tanque de lavado para la determinacioacuten de la cantidad

de quiacutemico inyectado es necesario conocer el sistema de recoleccioacuten de crudo a

objeto de caracterizar las corrientes y determinar mediante anaacutelisis de laboratorio

el porcentaje de emulsioacuten tipo de emulsioacuten porcentaje de Agua libre y Gravedad

API (Normas ASTM D4007-2 Determinacioacuten de agua y sedimentos en crudo por

centrifugacioacuten y ASTM D287-92-2000 Determinacioacuten de la Gravedad API en

crudos y derivados Meacutetodo del Hidroacutemetro)

La parafina es una cera soacutelida del petroacuteleo de alto peso molecular (nuacutemero de

aacutetomos de carbonos presentes en el crudo mayor de 18 aacutetomos de carbonos)

tienen una temperatura de ablandamiento desde 60deg F a 215deg F

aproximadamente Dependiendo donde se presente el problema de precipitacioacuten

de parafina se debe seleccionar el punto de inyeccioacuten para separarlo En la

estacioacuten Cuyabeno se inyecta productos quiacutemicos antiparafiacutenico en el muacuteltiple de

produccioacuten

Los productos antiespumantes son utilizados en los crudos tendientes a formar

espuma a objeto de disiparla generalmente se inyectan en el muacuteltiple de

produccioacuten a cierta distancia del producto quiacutemico demulsificante o en la liacutenea de

entrada de los separadores bifaacutesicos o trifaacutesicos Estos productos son utilizados

cuando hay presencia de soacutelidos en el crudo estos soacutelidos estabilizan las

emulsiones y forman altas interfaces en los tanques de lavado lo que es negativo

para la deshidratacioacuten de crudo Los soacutelidos estaacuten impregnados de crudo que se

mantienen en suspensioacuten en la interface crudo-agua la funcioacuten de los

dispersantes de soacutelidos es cambiar la humectabilidad del soacutelido para que este

emigre de la fase acuosa y se separe Es importante conocer mediante anaacutelisis de

laboratorio en contenido de soacutelidos presentes en el crudo asiacute como el origen de

ello dependeraacute la seleccioacuten del producto quiacutemico dispersante Para la inyeccioacuten de

quiacutemicos se utilizan bombas en cumplimiento de la norma API STD 675 ldquoPositive

Displacement Pumps Controlledrdquo y tanques de fibra de vidrio reforzado de acuerdo

a API 12P ldquoSpecification for Fiberglass Reinforced Plastic Tanksrdquo incluyendo

ademaacutes las conexiones de proceso servicio e instrumentacioacuten hasta las vaacutelvulas

de bloqueo yo instrumento final para conectar al sistema de distribucioacuten En la

Figura 34 se observa la disposicioacuten del sistema de inyeccioacuten de quiacutemicos

2 La peliacutecula del agente emulsificador que rodea a la gota la cual tiende a evitar

la unioacuten de las gotitas y auacuten en el choque de dos gotas tiende a quedar entre ellas

de manera que no puedan formar una gota maacutes grande

Rompimiento de la Emulsion

La desemulsificacioacuten o separacioacuten del aceite - agua ocurre principalmente en dos

etapas La Floculacioacuten y la Coalescencia La coalescencia ocurre cuando 2 o maacutes

gotas se hacen una dentro de una esfera homogeacutenea Esto pasa por el hecho que

la gota producida tendraacute un volumen igual a pero un aacuterea superficial maacutes pequentildea

que la suma de las gotas originales Tal que esta gota tendraacute una energiacutea de

superficie maacutes baja este estado es maacutes deseable Esto normalmente continuacutea

para formar esferas maacutes grandes hasta que la fase total de aceite es separada del

agua

En la figura 9 Se muestra una emulsioacuten de aceite en agua (gotas de aceite

dispersa en agua) a modo ilustrativo para tener un mejor entendimiento del

proceso de desestabilizacioacuten de una emulsioacuten Sin embargo el tipo de emulsioacuten

que tenemos en el tanque de slop es de agua en aceite (gotas de agua dispersa

en aceite) y su proceso de desestabilizacioacuten es similar tal como se muestra en la

figura 10 y es esta emulsioacuten la que seraacute sometida a tratamiento de

desemulsificacioacuten en friacuteo

La desestabilizacioacuten de este tipo de emulsioacuten (agua en emulsioacuten de aceite)

involucra baacutesicamente tres pasos llamados floculacioacuten seguido por la

sedimentacioacuten de las gotas de agua debido a la diferencia de densidades y

finalmente la coalescencia de las gotas individuales de agua Grandes tamantildeo de

gotas alta diferencia de densidades entre la fase acuosa y de aceite y una baja

viscosidad de la fase continua causan altos rates de sedimentacioacuten Pero si

enfocamos la desestabilizacioacuten desde un punto de vista maacutes detallado tenemos

Floculacioacuten de las gotas para formar un racimo Coalescencia subsiguiente de las

gotas en contacto Separacioacuten de soacutelidos libres de hidrocarburos presentes en

cada gota Agrupacioacuten de soacutelidos dispersados producidos en la separacioacuten

mediante un tiempo de reposo

4211 Floculacioacuten

La floculacioacuten depende de la velocidad de decantacioacuten de las gotas Seguacuten la ley

de Stokes esta velocidad es directamente proporcional al cuadrado del radio de la

gota y a la diferencia de densidades entre la gota de agua y el crudo y es

inversamente a la viscosidad del volumen de liacutequido total Por este hecho la tasa

de decantacioacuten de las gotas es extremadamente corta en un Slop viscoso pesado

ocasionando una emulsioacuten muy estable La importancia de la floculacioacuten tambieacuten

explica la facilidad relativa de desemulsificacioacuten de una emulsioacuten que contiene

gran porcentaje de agua En un sistema de esta naturaleza la intercolisioacuten y

subsiguiente coalescencia de gotas es maacutes probable que en un sistema donde se

contengan una pocas gotas aisladas en un gran volumen de aceite La floculacioacuten

tambieacuten puede ocasionarse por poliacutemeros antifiacutelicos absorbibles en la interfase de

las gotas Un poliacutemero con muacuteltiples segmentos absorbibles puede ocasionar

floculacioacuten al crear puente entre las gotas Una moleacutecula polimeacuterica con

segmentos absorbidos sencillos puede tambieacuten ocasionar floculacioacuten al interactuar

con otros poliacutemeros absorbidos en las distintas gotas Ver figura 11

4212 Coalescencia

Para ldquoromperrdquo estas emulsiones las gotas floculadas tienen que aglomerarse lo

mismo los soacutelidos (coalescer) Las caracteriacutesticas microscoacutepicas de un proceso de

cuales ciencias son bastantes complejas pues involucran la eliminacioacuten de la

peliacutecula gruesa de liacutequido (superior a 1000 A) de la fase continua que separa las

gotas de agua y partiacuteculas soacutelidas en un agregado La peliacutecula que se encuentra

entre las gotas se adelgaza mediante forma uniforme y continua mediante el

drenaje laminar (flujo Reynolds) de la fase externa Este flujo estaacute regido por la

viscosidad y densidad de la fase continua Se trata de un proceso relativamente

lento para emulsiones de Slop muy pesados y viscosos A diferencia de este

descenso lento suave y uniforme del espesor de la peliacutecula eacutesta tambieacuten puede

adelgazarse en forma localizada y discontinuacutea de manera catastroacutefica Este

adelgazamiento localizado se debe a las ondulaciones de la superficie de la gota y

depende de las propiedades de la superficie especiacuteficamente de la viscosidad El

resultado final de este proceso de adelgazamiento es la creacioacuten de un orificio en

la peliacutecula estabilizante o la formacioacuten de una peliacutecula estable

TRATAMIENTO DE CRUDOS

El tratamiento de las emulsiones se realiza en dos etapas baacutesicas la

deshidratacioacuten donde el contenido de agua a 1 o 2 el desalado donde se

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

remanente

Deshidratacioacuten

En esta etapa se remueve el agua libre y las gotas de mayor tamantildeo Los agentes

quiacutemicos 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 emulsioacuten la temperatura del aceite a la entrada del sistema la volatilidad del

aceite y el costo de calentamiento Un diagrama del proceso de deshidratacioacuten se

presenta en la Fig VII4 Se incluyen

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

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 deshidratacioacuten donde el contenido de agua se reduce a 02-2 de

agua

Desalado

En esta segunda etapa el agua residual (02-2) y la salinidad asociada se

reduce mediante la adicioacuten de agua de baja salinidad De acuerdo con los

resultados de campo el volumen de agua de dilucioacuten es aproximadamente 2 oacute 3

veces el volumen de agua residual Sin embargo esta relacioacuten podraacute variar

considerando los siguientes factores

1) La salinidad del agua residual

2) El porcentaje de agua remanente despueacutes de la etapa de deshidratacioacuten

3) La salinidad del agua de dilucioacuten

4) Eficiencia del mezclado del agua de dilucioacuten con la emulsioacuten

5) Contenido de sal requerido al final del tratamiento

La deshidratacioacuten y desalado de crudos deben combinarse aunque no

siempre en la misma planta para mantener el agua y la sal dentro de

especificaciones Los valores maacuteximos generalmente aceptados son 10 de

agua y 100 LMB para manejarse en oleoductos y 01 de agua y 20 LMB para

refinacioacuten o exportacioacuten

DESHIDRATACIOacuteN DEL PETROacuteLEO

La Deshidratacioacuten del Petroacuteleo es el proceso mediante el cual se separa el agua

asociada con el petroacuteleo ya sea en forma emulsionada o libre hasta lograr reducir

su contenido a un porcentaje previamente especificado Generalmente este

porcentaje es igual o inferior al 1 de agua

241 FORMACIOacuteN DE EMULSIONES

Una emulsioacuten es una mezcla de dos liacutequidos inmiscibles es decir liacutequidos bajo

condiciones normales no se mezclan Uno de los liacutequidos se encuentra dispersado

dentro del otro en forma de gotas muy pequentildeas tal como se puede observar en

la Figura 25 pueden variar en tamantildeo desde partiacuteculas como 000001 mm En el

proceso de extraccioacuten de petroacuteleo la mezcla bifaacutesica petroacuteleo crudo y agua se

desplazan en un medio poroso a una velocidad del orden de 1 piediacutea lo que

significa que es insuficiente para que se forme una emulsioacuten

Sin embargo el arreglo de tuberiacuteas y accesorios (bombas equipos auxiliares

vaacutelvulas codos) producen una agitacioacuten suficiente para que el agua se mezcle

con el petroacuteleo y forme asiacute una emulsioacuten

Existen tres requisitos esenciales para formar una emulsioacuten WO (waacuteter and oil)

bull Dos liacutequidos inmiscibles como es el caso agua y petroacuteleo

bull Agitacioacuten suficiente para dispersar partiacuteculas de un liacutequido al otro

bull Un agente emulsionante para estabilizar gotas dispersas en la fase continuacutea

En los campos petroleros las emulsiones de agua en aceite (WO) son llamadas

emulsiones directas mientras que las emulsiones de aceite en agua (OW) son

llamadas emulsiones inversas Esta clasificacioacuten simple no siempre es adecuada

ya que emulsiones muacuteltiples o complejas (oWO oacute wOW) pueden tambieacuten

ocurrir

242 FACTORES DE INFLUENCIA EN LA FORMACIOacuteN DE EMULSIONES

2422 Agentes Emulsionantes

Los agentes emulsionantes son numerosos y pueden ser clasificados de la

siguiente manera

bull Compuestos naturales surfactantes tales como asfaltenos y resinas conteniendo

aacutecidos orgaacutenicos y bases aacutecidos nafteacutenicos aacutecidos carboxiacutelicos compuestos de

azufre fenoles cresoles y otros surfactantes naturales de alto peso molecular

bull Soacutelidos finamente divididos tales como arena arcilla lodos de perforacioacuten

fluidos para estimulacioacuten incrustaciones minerales productos de la corrosioacuten (por

ejemplo sulfuro de hierro oacutexidos) parafinas asfaltenos precipitados Los fluidos

para estimulacioacuten de pozos pueden contribuir a formar emulsiones muy estables

bull Quiacutemicos de produccioacuten antildeadidos tales como inhibidores de corrosioacuten biocidas

limpiadores surfactantes y agentes humectantes

2423 Fases de una emulsioacuten

En una emulsioacuten el liacutequido dispensado dentro de otro en forma de gotas

pequentildeas se conoce como la fase dispersada o fase interna El liacutequido que

circunda de las gotas dispersadas se conoce como la fase continua o fase

externa Una emulsioacuten de petroacuteleo y agua puede tener cualquiera de los liacutequidos

como fase dispersa dependiendo de las caracteriacutesticas del agente emulsificante

Pero la mayoriacutea de los casos es el agua la que estaacute dispersa en forma de gotas en

el petroacuteleo Las emulsiones pueden contener desde una traza hasta un 90 o maacutes

de agua Pueden ser finas oacute gruesas dependiendo de muchos factores que

incluyen las propiedades de los liacutequidos el porcentaje de cada uno y el tipo y la

cantidad de emulsificador presente

En raras ocasiones las emulsiones producidas en los campos son reversas o

invertidas es decir donde la fase dispersa es una gota de emulsioacuten petroacuteleo-agua

y la fase continua en petroacuteleo En la Figura 26 podemos estimar el porcentaje de

agua emulsionada contenida en el petroacuteleo

25 MEacuteTODOS DE TRATAMIENTO DE DESHIDRATACIOacuteN

La comercializacioacuten de petroacuteleo despueacutes de haber sido tratada debe cumplir

exigencias miacutenimas de calidad en cuanto a contenido de agua y sedimentos

(BSampW) y contenido de la sal (libras por mil barriles de petroacuteleo) En general las

refineriacuteas del no aceptan petroacuteleos crudos con valor BSampW superior al 1 o

contenidos de sal por encima de 15 libras por cada mil barriles de crudo Con el fin

de que el petroacuteleo cumpla con las condiciones de calidad es necesario tratar las

emulsiones para romperlas Para romper una emulsioacuten se debe debilitar

neutralizar o destruir la sustancia emulsificante con el fin de que las gotas de

agua puedan unirse y precipitarse por gravedad Las instalaciones tiacutepicas

disponen de varios meacutetodos como son los que se especifica a continuacioacuten

Tratamiento quiacutemico

Tratamiento gravitacional

Tratamiento electrostaacutetico

Tratamiento teacutermico

251 TRATAMIENTO QUIacuteMICO

El tratamiento quiacutemico consiste en agregar a la emulsioacuten ciertas sustancias

quiacutemicas conocidas como ldquoagentes demulsificantesrdquo las cuales se concentran

para atacar la sustancia emulsificante y destruir la emulsioacuten Los demulsificantes

tienen tres acciones principales

1 Fuerte atraccioacuten hacia la interface aceite-agua ellos deben desplazar o

neutralizar a los emulsificadores presentes en la peliacutecula de la interfase

2 Floculacioacuten neutralizan las cargas eleacutectricas repulsivas entre las gotas

dispersas permitiendo el contacto de las mismas

3 Coalescencia permiten que pequentildeas gotas se unan a gotas maacutes grandes que

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

rodea y estabiliza las gotas sea rota

Los demulsificantes son insolubles con el agua pero solubles en aceite esto sirve

para que puedan dispersarse y alcancen las gotas de agua en la fase crudo-agua

2511 Rangos de dosificacioacuten

La dosificacioacuten en forma de choque no es muy recomendable se debe realizar en

forma continua en la relacioacuten determinada en campo o en pruebas de laboratorio

(pruebas de botella5 2512 Seleccioacuten del tipo de demulsificante ) Los rangos de

dosificacioacuten 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

dosificacioacuten que los crudos ligeros

El exceso de dosificacioacuten de demulsificante incrementa los costos de tratamiento

incrementa el aceite contenido en el agua de formacioacuten puede estabilizar aun maacutes

la emulsioacuten regular (WO) y puede producir emulsiones inversas (OW)

2512 Seleccioacuten del tipo de demulsificante

La seleccioacuten de demulsificante se realiza mediante pruebas empiacutericas llamadas

pruebas de botella cuyo meacutetodo es especificado en la norma API MPMS 104

Las teoriacuteas de coacutemo actuacutean los desemulsificantes estaacuten incompletas

Estas teoriacuteas fallan al pretender explicar el funcionamiento de los diferentes tipos

de compuestos quiacutemicos Sin embargo dos generalidades son vaacutelidas

Primero los desemulsificantes efectivos tienen alto peso molecular que son

comparables a los surfactantes naturales Segundo usados como emulsificadores

los desemulsificantes tienden a producir emulsiones inversas(ow)

Una teoriacutea tradicional acerca de coacutemo trabajan los desemulsificantes es que ellos

neutralizan a los agentes emulsificadores en otras palabras rompen las

emulsiones wo al tender en forma natural a formar emulsiones ow Otra

explicacioacuten es que los desemulsificantes hacen que la peliacutecula que rodea a la gota

de agua se vuelva muy riacutegida o se contraiga para finalmente romperse

Los productos quiacutemicos desemulsificantes pueden caracterizarse como sigue

Esteres son buenos deshidratadores provocan una asentamiento lento de

las gotas de agua pero al sobre dosificarse provocan emulsiones inversas

(ow)

Di-epoacutexicos son excelentes deshidratadores pero provocan un

asentamiento lento de las gotas de agua

Uretanos buenos deshidratadores provocan un asentamiento lento de las

gotas de agua

Resinas son buenos deshidratadores provocan un asentamiento raacutepido de

las gotas de agua dan un agua separada limpia

Polialquilenos pobres deshidratadores lento asentamiento de las gotas de

agua

Glicoles requiere mezclarse con otros para aplicarse

Sulfonatos buenos humectantes de soacutelidos y tiene capacidad para el

asentamiento de las gotas de agua sobre dosificaacutendose no causa

emulsiones inversas (ow) pero pueden causar la precipitacioacuten de

partiacuteculas de sulfuro de fierro en el agua separada

Poliesteraminas agentes de superficie activa violentos deshidratan en

bajas dosificaciones al sobredosificarse producen emulsiones inversas

(ow)

Oxialquilados buenos agentes humectantes son usados en mezclas

Poliaminas son lentos en el asentamiento de las gotas de agua

Alcanolaminas son raacutepidos en el asentamiento de las gotas de agua

Un soacutelo compuesto quiacutemico no puede proveer las tres acciones requeridas

anteriormente citadas por lo que los desemulsificantes comerciales son una

mezcla de varios desemulsificantes baacutesicos (30-60 ) maacutes la adicioacuten de solventes

adecuados tales como nafta aromaacutetica pesada benceno tolueno o alcohol

isopropiacutelico para obtener un liacutequido que fluya a la menor temperatura esperada

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

puedan difundirse raacutepidamente a traveacutes de la fase de aceite y alcancen las gotas

de agua

Por el contrario los desemulsificantes para emulsiones inversas ow son muy

solubles en agua Comuacutenmente son poliaminas cuaternarias de amonio de alto

peso molecular mezcladas con aluminio hierro o cloruro de zinc

Los desemulsificantes deben ser dosificados en forma continua en la relacioacuten

determinada por pruebas de botella yo pruebas de campo La dosificacioacuten en

forma de choque no es muy recomendable Los rangos de dosificacioacuten 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 dosificacioacuten que los crudos

ligeros El exceso de dosificacioacuten de desemulsificante incrementa los costos de

tratamiento incrementa el aceite contenido en la salmuera separada puede

estabilizar auacuten maacutes la emulsioacuten regular (aguaaceite) y puede producir emulsiones

inversas (aceiteagua)

Los desemulsificantes deben ser inyectados tan temprano como sea posible (en el

fondo o en la cabeza del pozo) Esto permite maacutes tiempo de contacto y puede

prevenir la formacioacuten de emulsioacuten corriente abajo

La inyeccioacuten de desemulsificante antes de una bomba asegura un adecuado

contacto con el crudo y minimiza la formacioacuten de emulsioacuten por la accioacuten de la

bomba

La seleccioacuten y preparacioacuten del tipo de desemulsificante debe coincidir con el

recipiente de tratamiento de la emulsioacuten Los tanque de lavado que tienen largo

tiempo de retencioacuten (8-24 horas) requieren desemulsificantes de accioacuten lenta Por

otro lado los tratadores-calentadores y las unidades electrostaacuteticas con corto

tiempo de retencioacuten (15-60 minutos) requieren desemulsificantes de accioacuten muy

raacutepida Problemas como precipitacioacuten de parafinas en climas friacuteos incremento de

soacutelidos por workovers y adicioacuten de compuestos quiacutemicos para estimulacioacuten de

pozos pueden requerir el cambio del desemulsificante de liacutenea

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

permitir su completa identificacioacuten seleccionar el desemulsificante maacutes adecuado

es un arte y una ciencia La seleccioacuten estaacute basada en pruebas empiacutericas de

descrito en el meacutetodo API MPMS 104 (1988)

Obviamente para el eacutexito de la prueba de botella se requiere de una buena

muestra de la emulsioacuten del sistema Para que una muestra sea buena debe reunir

las siguientes caracteriacutesticas

1 Debe ser representativa de la corriente

2 Debe ser un compuesto de la produccioacuten de los pozos individuales que estaacuten

alimentando al tratador

3 Contener cantidades representativas de los quiacutemicos presentes en el sistema

tales como inhibidores de corrosioacuten y parafinas

4 Debe ser fresca para evitar la estabilizacioacuten por envejecimiento de la emulsioacuten

El tratamiento quiacutemico en general ofrece las siguientes ventajas

1 La formacioacuten de las emulsiones puede ser completamente prevenida

dosificando los desemulsificantes desde una etapa temprana del tratamiento

2 La emulsioacuten puede ser rota en friacuteo reduciendo los costos de calentamiento de

la emulsioacuten y la peacuterdida de gravedad asociada con el calentamiento

Las desventajas del tratamiento quiacutemico son

1 Una sobredosificacioacuten puede producir nuevas emulsiones que son a menudo

maacutes difiacuteciles de romper que las emulsiones originales

2 No siempre es econoacutemico romper las emulsiones soacutelo con el tratamiento

quiacutemico generalmente es necesario el uso de energiacutea adicional como

calentamiento o electricidad para reducir los costos del tratamiento quiacutemico

252 TRATAMIENTO GRAVITACIONAL

El meacutetodo por asentamiento gravitacional que consiste en la demulsificacioacuten del

agua en el crudo mediante tiempo de retencioacuten y diferencia de densidades se lleva

a cabo en dos diferentes equipos Eliminadores de agua libre (FWKO) y Tanque

de lavado (Wash Tank) Los eliminadores de agua libre (FWKO) sirven para

remover grandes cantidades de agua no emulsionada en la corriente de los fluidos

que llega a la estacioacuten desde los pozos productores y se asientan faacutecilmente en

menos de 5-20 minutos Estos recipientes se encuentran disentildeados bajo la norma

ASME SECCTION VIII

div 1 y en su parte interna estaacute constituido por bafles para direccionar los fluidos

y platos de coalescencia para deshidratar el gas natural El petroacuteleo separado del

agua libre al contener un porcentaje de agua emulsionada que variacutea entre 1 a 30

de BSW (corte de agua) lo cual implica tratarlo en otro sistema que es el tanque

de lavado (Wash Tank) estos tanques operan con la mitad de agua (colchoacuten de

agua) y la otra parte es petroacuteleo El crudo emulsionado entra en la parte inferior a

una altura de 3 pies de lo cual implica que el agua llegue con el crudo y entre en

contacto con el agua del tanque de lavado con lo que se lleva a cabo la

coalescencia del agua mediante el flujo que se ve forzada por bafles internos de la

cual permite incrementar el tempo de retencioacuten Los tanques de lavado se

encuentran disentildeados bajo la norma API 650 El tratamiento quiacutemico el tiempo de

retencioacuten del tanque de lavado y la diferencia de densidades del petroacuteleo y la

emulsioacuten permite que el petroacuteleo ascienda en la parte superior a formar parte de

la zona del petroacuteleo deshidratado este proceso de deshidratacioacuten en el tanque de

lavado se lleva a cabo en un tiempo de residencia que puede estar entre 3 y 36

horas

253 TRATAMIENTO ELECTROSTAacuteTICO

Cuando el crudo cuya gravedad se encuentran por debajo de los 12deg API ya no

resulta rentable utilizar los tanques de lavado para su deshidratacioacuten debido a su

velocidad de asentamiento para estos casos es necesariamente utilizar el meacutetodo

de deshidratacioacuten electrostaacutetica Este meacutetodo se basa principalmente por el efecto

que produce un campo eleacutectrico en la velocidad de asentamiento de las partiacuteculas

de agua contenidas en la emulsioacuten

2531 Principio electrostaacutetico de coalescencia

Este principio se basa en la estructura de la moleacutecula de agua Esta moleacutecula

responde a un campo eleacutectrico por su configuracioacuten Las gotas de agua que se

encuentran dispersas en el petroacuteleo formando la emulsioacuten estas gotas de agua

en su forma natural son esfeacutericas y se encuentran en el estado maacutes bajo de

energiacutea libre Por lo tanto la gota no es dipolar en su estado natural Sin embargo

al aplicarse un campo eleacutectrico se hace dipolar En este caso la gota pasa de una

forma esfeacuterica a una elipsoidal Las cargas positivas se encuentran en un extremo

del elipsoide y las cargas negativas en el otro extremo Cuando se produce la

elongacioacuten para que la gota alcance la forma elipsoidal se afecta la peliacutecula

superficial de la gota haciendo que las gotas adyacentes de diferente polaridad

eleacutectrica se atraigan y choquen formando asiacute la coalescencia dando origen a una

gota maacutes grande que cae con mayor rapidez

2532 Caracteriacutesticas de un coalescedor electrostaacutetico

Un deshidratador electrostaacutetico estaacute dividido en 3 secciones Figura 27 La

primera seccioacuten ocupa aproximadamente el 50 de su longitud y es llamada

ldquoSeccioacuten de calentamientordquo La segunda seccioacuten es llamada ldquoSeccioacuten central o

control de nivelrdquo y esta ocupa por alrededor del 10 de su longitud ubicada

adyacente a la seccioacuten de calentamiento La tercera seccioacuten ocupa el 40 de la

longitud del deshidratador y es denominada ldquoSeccioacuten de asentamientordquo del agua

suspendida para producir crudo limpio Las parrillas de electrodos de alto voltaje

estaacuten localizadas en la parte superior del recipiente arriba de la interface agua

aceite

La velocidad de asentamiento por gravedad es muy lenta tal como se expone en

la Ley de Stokes Por ejemplo una gota de agua de 20 micras de diaacutemetro en un

crudo de 33 degAPI a 100 degF y una viscosidad de 65 cp se asienta a una velocidad

de 007 fthr

La moleacutecula de agua es polar (figura 24) por lo tanto un campo eleacutectrico

incrementa la coalescencia de las gotas dispersas en el aceite por dos

mecanismos que actuacutean simultaacuteneamente (Lucas R N 1976)

1 Sometidas a un campo electrostaacutetico las gotas de agua adquieren una carga

eleacutectrica neta

2 La distribucioacuten al azar de las gotas de agua en el seno del aceite al pasar por el

campo electrostaacutetico se alinean con su carga positiva orientada al electrodo

cargado (negativo)

254 TRATAMIENTO TEacuteRMICO

El tratamiento teacutermico constituye un meacutetodo efectivo y econoacutemico para la

deshidratacioacuten del petroacuteleo y en la mayoriacutea de los casos se utiliza para ayudar en

otros procesos Antes de aplicar la transferencia de calor es necesario separar el

agua libre y el gas con el fin de reducir la energiacutea que se debe aplicar para

calentar el petroacuteleo ya que se requiere 350 BTU para calentar un barril de agua

en 1ordmF y solamente se requiere 150 BTU para calentar un barril de crudo El

calentamiento ayuda al rompimiento de las emulsiones debido a que tiene los

siguientes efectos sobre ella

bull Dilata la peliacutecula superficial que rodea a las gotas de agua debilitaacutendola y

facilitaacutendola la coalescencia entre ellas

bull Origina y aumenta el movimiento de las moleacuteculas de agua produciendo

colisiones cada vez maacutes violentas que ayudan tambieacuten al rompimiento de la

peliacutecula superficial que rodea a la moleacutecula de agua

bull Aumenta la diferencia de densidades entre agua y petroacuteleo facilitando tambieacuten

el asentamiento de las gotas de agua

bull Reduce la tensioacuten superficial del agua facilitando la unioacuten de las gotas ya que

tienden a tomar una superficie coacutencava y a ofrecer mayor superficie de contacto

con el petroacuteleo

bull Reduce la viscosidad del petroacuteleo

La aplicacioacuten de calor para romper la emulsioacuten se puede hacer por medio de

intercambiadores de calor calentadores directos o indirectos y tratadores

teacutermicos

2541 Intercambiadores de Calor

Los intercambiadores de calor son dispositivos en los cuales cumplen una funcioacuten

especiacutefica tal como indica su nombre intercambiar calor entre dos fluidos que no

se mezclan En los procesos petroleros el disentildeo exclusivo de los

intercambiadores de calor es el de tubos y coraza debido a su amplio rango de

servicio y su alta resistencia a diversas condiciones de operacioacuten Normalmente la

transferencia de calor se produce por contacto directo del crudo emulsionado y del

fluido que proporcionaraacute calor usualmente el crudo pasa por los tubos y el fluido

de trabajo por la coraza esto ayuda a que exista un contacto total con turbulencia

del fluido de trabajo para quo no exista puntos muertos y que la transferencia de

calor sea maacutes eficiente Los intercambiadores de calor ademaacutes de ser eficientes

teacutermicamente su mantenimiento es faacutecil ya que uacutenicamente se lo realiza maacutes a

menudo al haz de tubos y los costos asociados a este son bajos

2542 Calentadores Directos

Este tipo de calentadores lleva a cabo la transferencia de calor por contacto

directo entre el crudo emulsionado y la superficie del calentador esto permite

manejar grandes voluacutemenes de fluido con un menor consumo de combustible Son

raacutepidos eficientes y de costo relativamente bajo La desventaja es que son

peligrosos a explosioacuten requieren de supervisioacuten constante y desperdician

productos livianos Su principal uso estaacute en calentar emulsiones no corrosivas que

esteacuten en baja presioacuten

2543 Calentadores Indirectos

Este tipo de calentadores la emulsioacuten fluye traveacutes de tubos sumergido en agua

donde la transferencia de calor se produce indirectamente por medio del agua que

estaacute alrededor del quemador y recibe de este el calor

Los calentadores indirectos presentan una ventaja de mantener la temperatura

constante y no presenta peligro de explosioacuten Como desventaja se puede notar

que requiere de varias horas para calentar despueacutes de un periacuteodo inactivo

Haciendo imposible tratar una emulsioacuten inmediatamente Sus capacidades son

aproximadamente de 2000 barriles de emulsioacuten por diacutea para un aumento de

temperatura de 100 ordmF

2544 Tratadores Teacutermicos

Los tratadores teacutermicos son equipos que combinan el proceso de calentamiento

con un sistema de coalescencia que ademaacutes de calentar el fluido se le da un

tiempo de retencioacuten para que se realice la separacioacuten de crudo y agua

emulsionada Son equipos que permiten desgasificar y drenar agua decantada La

norma API 5L recomienda el uso de estos equipos cuando el porcentaje de agua

emulsionada es menor o igual al 20 ademaacutes para una mejor eficiencia del

proceso de deshidratacioacuten es necesario determinar la temperatura a la cual el

crudo alcanza como miacutenimo una viscosidad de 150 SSU (25 ndash 30 Cp)

Tratamiento Mecaacutenico

Existen en la industria petrolera diversos procesos mecaacutenicos y fiacutesicos para

reducir el nivel de agua y sedimentos (AyS) del crudo producido a los liacutemites

establecidos entre operadoras y compradoras Antiguamente se contaban con

medios pocos desarrollados para realizar las labores de deshidratacioacuten de crudo

pero simultaacuteneamente con el desarrollo de la industria y con la consiguiente

necesidad de tratar el petroacuteleo producido se fueron desarrollando nuevas teacutecnicas

tendientes a lograr procesos de tratamiento con resultados tan satisfactorio como

fuera posible

Los principios en las cuales se basan para realizar la separacioacuten fiacutesica de vapor

liacutequidos o soacutelidos son el momentum oacute cantidad de movimiento la fuerza de

gravedad y la coalescencia como ya hemos mencionado Toda separacioacuten puede

emplear uno o maacutes de estos principios pero siempre las fases de los fluidos

deben ser inmiscibles y de diferentes densidades para que ocurra la separacioacuten

Dentro de esta gama de separadores mecaacutenicos se pueden mencionar por ser

los maacutes usados dentro de la industria petrolera los siguientes

A Separadores API

B Calentadores

C Despojadores de agua libre DAL

D Centrifugadores

E Platos Paralelos y Corrugados

En adelante se presentaraacuten algunos de los dispositivos de separacioacuten mecaacutenica

que se acaban de mencionar como lo son los separadores API y calentadores

dejando para capiacutetulos continuos la base teoacuterica de los otros restantes son los de

mayor intereacutes en esta investigacioacuten

A-Separadores API (Maston 1990)

Los separadores API son usados ampliamente en las refineriacuteas y son aceptados

generalmente como la norma en lo que a dispositivos de separacioacuten de

crudoagua se refiere Muchos autores dan recomendaciones de criterios de

disentildeo para estas unidades las cuales estaacuten compuestas de uno o maacutes canales

de flujo con una seccioacuten rectangular tanto horizontal como vertical Estos

recomiendan un ancho de canal de 6 a 20 ft (18 a 61 m) y una profundidad de 3 a

8 ft (091 a 244 m) Tambieacuten la relacioacuten anchoprofundidad esta restringida a

valores de 03 a 05 Modelos experimentales de separadores han mostrado bajas

eficiencias para relaciones anchoprofundidad por debajo de 02 El agua drenada

de los tanques fluye longitudinalmente a traveacutes de este canal mientras que las

gotas de crudo suben a la superficie para ser removidas

El criterio de disentildeo de los API (apeacutendice J) fue concebido para confirmar la

inherente suposicioacuten en este tipo de separadores crudoagua de que el mismo

criterio podriacutea ser aplicado a los DAL horizontales Este criterio incorpora un

disentildeo con diaacutemetro de gota de 0015 cm y asume que la velocidad de asenso

obedece a la ley de Stokes Las especificaciones de los separadores permiten que

las gotas de crudo lleguen a la superficie donde seraacuten removidas al final del

recorrido longitudinal El flujo es un factor intriacutenseco dentro de este criterio de

disentildeo el cual es un factor de compensacioacuten para cortocircuitos y turbulencia

necesaria

B-Calentadores

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

forma en que se aplica el calor

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

directo de la corriente alimentada con el calentador Aunque este tipo presenta

problemas de sedimentos y de corrosioacuten pueden manejar mayores voluacutemenes de

fluidos con menor gasto de combustible que los calentadores indirectos

Estos calentadores directos operan eficientemente en procesos operando en baja

presioacuten y donde los fluidos manejados no son muy corrosivos

El esquema tiacutepico de calentadores-tratadores directos tipo vertical y horizontal

se muestra en las figuras 27 y 28 respectivamente

El disentildeo normal de un tratador-calentador tipo vertical cumple las siguientes

funciones

1 Desgasificado de la emulsioacuten de entrada

2 Remocioacuten de arenas sedimentos y agua libre previo al calentamiento

3 Lavado con agua y calentamiento de la emulsioacuten

4 Coalescencia y asentamiento de las gotas de agua Coalescencia mecaacutenica

puede ser usada en eacutesta seccioacuten

El aceite deshidratado caliente puede ser usado para precalentar la emulsioacuten de

entrada usando un intercambiador de calor

Los calentadores-tratadores no son recomendables para remover grandes

cantidades de agua libre y eacutesta limitante llega a ser maacutes aguda en yacimientos

viejos con gran produccioacuten de agua congeacutenita En estos casos la instalacioacuten previa

de un DAL es una solucioacuten ideal

Las mismas funciones baacutesicas son previstas en un calentador directo tipo

horizontal como se muestra en la figura 29 La alimentacioacuten es parcialmente

desgasificada luego dirigida hacia la parte de abajo para la precipitacioacuten del agua

libre y la arena Despueacutes la alimentacioacuten es calentada y sufre una uacuteltima

desgasificacioacuten Posteriormente a traveacutes de un distribuidor pasa a un colector de

agua para finalmente pasar a la seccioacuten de coalescencia

Las partiacuteculas soacutelidas tales como arena escama productos de corrosioacuten se

depositaraacuten 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 alimentacioacuten

2 Bloquear la transferencia de calor y causar quemado del equipo de

calentamiento

3 Interferir los controles de nivel aacutenodos vaacutelvulas medidores y bombas

Asimismo pueden incrementar el crecimiento bacteriano y la velocidad de

corrosioacuten

Para prevenir la deposicioacuten de estos sedimentos se pueden instalar

hidrojets que operando a 30 psi por arriba de la presioacuten de operacioacuten del

calentador pueden remover los sedimentos para su drenado por la parte inferior

del recipiente

En los calentadores de tipo indirecto primero se calienta un fluido

Posteriormente a traveacutes de un intercambiador de calor el fluido de calentamiento

transfiere calor a la corriente de alimentacioacuten

En este tipo de calentadores disminuye el riesgo de explosioacuten y son utilizados en

instalaciones donde es posible recuperar calor tales como el gas caliente de

salida de las turbinas

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

ventajas

1 Reduce la viscosidad de la fase continua un incremento en la temperatura de

10degF baja la viscosidad de la emulsioacuten por un factor de 2

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

coalescencia

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

4 Promueve una mejor distribucioacuten del desemulsificante

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

Esto se logra manteniendo la temperatura del crudo por arriba de su punto de

nube

6 Debilita la peliacutecula de emulsificante que rodea a las gotas de agua

Sin embargo el calentamiento presenta las siguientes desventajas

1 Provoca la migracioacuten de los compuestos maacutes volaacutetiles del crudo hacia la fase

gaseosa Esta peacuterdida de ligeros en el crudo provoca una disminucioacuten de volumen

del crudo calentado (encogimiento) y una disminucioacuten en su gravedad API

2 Incrementa los costos de combustible

3 Incrementa los riesgos en las instalaciones

4 Requieren mayor instrumentacioacuten y control

5 Causa depoacutesitos de coke

PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN Y DESLADO DEL PETROacuteLEO CRUDO EN

REFINERIacuteA MADERO (PEMEX)

PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN DE LA ESTACIOacuteN DE PRODUCCION

CUYABENO-TRATAMIENTO QUIMICO

31 UBICACIOacuteN Y CONDICIONES DE OPERACIOacuteN

El aacuterea Cuyabeno tiene una estacioacuten de produccioacuten donde se procesa todo el

crudo agua y gas que producen los 21 pozos activos6 de los cuales 13 pozos

producen por bombeo hidraacuteulico (Power Oil BH) y 8 por bombeo electro

sumergible (BES) Este campo maneja actualmente una produccioacuten promedio de

8597 BPD de petroacuteleo de 258 degAPI 24911 BPD de agua de formacioacuten y 2322

MPCGD de gas asociado7 En la figura 31 se muestra la ubicacioacuten geograacutefica del

campo Cuyabeno

DESCRIPCIOacuteN DEL PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN

Luego de la etapa de separacioacuten la mezcla crudo-agua incluyendo el fluido

separado en el equipo trifaacutesico que se vuelve a unir a la descarga de los

separadores bifaacutesicos e ingresa a la bota desgasificadora donde se extrae el

remanente de gas en el fluido el cual es transferido a la tea de baja y por otro la

emulsioacuten crudo-agua a una presioacuten estimada de entre 20-18 psig sigue hacia el

tanque de lavado que tiene una capacidad en volumen de 18130 Bbls (H= 36

pies Oslash= 60 pies) el cual opera con un colchoacuten de agua promedio de 9 pies En

este recipiente por gravedad e inyeccioacuten de quiacutemicos principalmente el

demulsificante separa el crudo del agua El proceso de deshidratacioacuten actual

indica que el agua excedente del colchoacuten operativo (9 pies promedio) es utilizada

una parte para calentarla con un calentador artesanal usando un miacutenimo de gas

liberado desde los separadores de produccioacuten y prueba que pasan por tres

recipientes denominados depuradores o Scrubber tipo vertical donde se libera al

gas del contenido del liacutequido remanente que puede existir el agua caliente se

mezclaraacute con la emulsioacuten crudo-agua a la entrada del tanque de lavado con el fin

de facilitar la deshidratacioacuten a traveacutes de un equipo denominado Mezclador Estaacutetico

y el resto seraacute enviada al sistema de agua de reinyeccioacuten en el Anexo 7 se

muestra el Diagrama de tuberiacutea e Instrumentacioacuten (PG-CCY-M-002)

El equipo de calentamiento instalado es artesanal y por lo

mismo ineficiente en cuanto al gradiente de temperaturas obtenido (5-10degF)8 con

la que se obtiene una temperatura de crudo 112degF resultante de la mezcla no

recomendable para deshidratacioacuten En la figura 33 se muestra calentador de la

estacioacuten de Cuyabeno

331 TIPO DE QUIacuteMICOS INYECTADOS

El Campo Cuyabeno presenta para la deshidratacioacuten de crudo dos puntos

principales para la inyeccioacuten del quiacutemico como son el muacuteltiple de produccioacuten y

prueba como tambieacuten el ingreso a la bota desgasificadora en la Tabla 33 se

detallan los quiacutemicos inyectados como Demulsificante Antiparafiacutenico Dispersante

Soacutelidos Antiespumante ademaacutes en la tabla mencionada se presenta cantidades

inyectadas y costos de cada uno de los quiacutemicos9 Los productos demulsificantes

son utilizados para separar las moleacuteculas de crudo y agua emulsionadas con un

tiempo de contacto en el tanque de lavado para la determinacioacuten de la cantidad

de quiacutemico inyectado es necesario conocer el sistema de recoleccioacuten de crudo a

objeto de caracterizar las corrientes y determinar mediante anaacutelisis de laboratorio

el porcentaje de emulsioacuten tipo de emulsioacuten porcentaje de Agua libre y Gravedad

API (Normas ASTM D4007-2 Determinacioacuten de agua y sedimentos en crudo por

centrifugacioacuten y ASTM D287-92-2000 Determinacioacuten de la Gravedad API en

crudos y derivados Meacutetodo del Hidroacutemetro)

La parafina es una cera soacutelida del petroacuteleo de alto peso molecular (nuacutemero de

aacutetomos de carbonos presentes en el crudo mayor de 18 aacutetomos de carbonos)

tienen una temperatura de ablandamiento desde 60deg F a 215deg F

aproximadamente Dependiendo donde se presente el problema de precipitacioacuten

de parafina se debe seleccionar el punto de inyeccioacuten para separarlo En la

estacioacuten Cuyabeno se inyecta productos quiacutemicos antiparafiacutenico en el muacuteltiple de

produccioacuten

Los productos antiespumantes son utilizados en los crudos tendientes a formar

espuma a objeto de disiparla generalmente se inyectan en el muacuteltiple de

produccioacuten a cierta distancia del producto quiacutemico demulsificante o en la liacutenea de

entrada de los separadores bifaacutesicos o trifaacutesicos Estos productos son utilizados

cuando hay presencia de soacutelidos en el crudo estos soacutelidos estabilizan las

emulsiones y forman altas interfaces en los tanques de lavado lo que es negativo

para la deshidratacioacuten de crudo Los soacutelidos estaacuten impregnados de crudo que se

mantienen en suspensioacuten en la interface crudo-agua la funcioacuten de los

dispersantes de soacutelidos es cambiar la humectabilidad del soacutelido para que este

emigre de la fase acuosa y se separe Es importante conocer mediante anaacutelisis de

laboratorio en contenido de soacutelidos presentes en el crudo asiacute como el origen de

ello dependeraacute la seleccioacuten del producto quiacutemico dispersante Para la inyeccioacuten de

quiacutemicos se utilizan bombas en cumplimiento de la norma API STD 675 ldquoPositive

Displacement Pumps Controlledrdquo y tanques de fibra de vidrio reforzado de acuerdo

a API 12P ldquoSpecification for Fiberglass Reinforced Plastic Tanksrdquo incluyendo

ademaacutes las conexiones de proceso servicio e instrumentacioacuten hasta las vaacutelvulas

de bloqueo yo instrumento final para conectar al sistema de distribucioacuten En la

Figura 34 se observa la disposicioacuten del sistema de inyeccioacuten de quiacutemicos

que tenemos en el tanque de slop es de agua en aceite (gotas de agua dispersa

en aceite) y su proceso de desestabilizacioacuten es similar tal como se muestra en la

figura 10 y es esta emulsioacuten la que seraacute sometida a tratamiento de

desemulsificacioacuten en friacuteo

La desestabilizacioacuten de este tipo de emulsioacuten (agua en emulsioacuten de aceite)

involucra baacutesicamente tres pasos llamados floculacioacuten seguido por la

sedimentacioacuten de las gotas de agua debido a la diferencia de densidades y

finalmente la coalescencia de las gotas individuales de agua Grandes tamantildeo de

gotas alta diferencia de densidades entre la fase acuosa y de aceite y una baja

viscosidad de la fase continua causan altos rates de sedimentacioacuten Pero si

enfocamos la desestabilizacioacuten desde un punto de vista maacutes detallado tenemos

Floculacioacuten de las gotas para formar un racimo Coalescencia subsiguiente de las

gotas en contacto Separacioacuten de soacutelidos libres de hidrocarburos presentes en

cada gota Agrupacioacuten de soacutelidos dispersados producidos en la separacioacuten

mediante un tiempo de reposo

4211 Floculacioacuten

La floculacioacuten depende de la velocidad de decantacioacuten de las gotas Seguacuten la ley

de Stokes esta velocidad es directamente proporcional al cuadrado del radio de la

gota y a la diferencia de densidades entre la gota de agua y el crudo y es

inversamente a la viscosidad del volumen de liacutequido total Por este hecho la tasa

de decantacioacuten de las gotas es extremadamente corta en un Slop viscoso pesado

ocasionando una emulsioacuten muy estable La importancia de la floculacioacuten tambieacuten

explica la facilidad relativa de desemulsificacioacuten de una emulsioacuten que contiene

gran porcentaje de agua En un sistema de esta naturaleza la intercolisioacuten y

subsiguiente coalescencia de gotas es maacutes probable que en un sistema donde se

contengan una pocas gotas aisladas en un gran volumen de aceite La floculacioacuten

tambieacuten puede ocasionarse por poliacutemeros antifiacutelicos absorbibles en la interfase de

las gotas Un poliacutemero con muacuteltiples segmentos absorbibles puede ocasionar

floculacioacuten al crear puente entre las gotas Una moleacutecula polimeacuterica con

segmentos absorbidos sencillos puede tambieacuten ocasionar floculacioacuten al interactuar

con otros poliacutemeros absorbidos en las distintas gotas Ver figura 11

4212 Coalescencia

Para ldquoromperrdquo estas emulsiones las gotas floculadas tienen que aglomerarse lo

mismo los soacutelidos (coalescer) Las caracteriacutesticas microscoacutepicas de un proceso de

cuales ciencias son bastantes complejas pues involucran la eliminacioacuten de la

peliacutecula gruesa de liacutequido (superior a 1000 A) de la fase continua que separa las

gotas de agua y partiacuteculas soacutelidas en un agregado La peliacutecula que se encuentra

entre las gotas se adelgaza mediante forma uniforme y continua mediante el

drenaje laminar (flujo Reynolds) de la fase externa Este flujo estaacute regido por la

viscosidad y densidad de la fase continua Se trata de un proceso relativamente

lento para emulsiones de Slop muy pesados y viscosos A diferencia de este

descenso lento suave y uniforme del espesor de la peliacutecula eacutesta tambieacuten puede

adelgazarse en forma localizada y discontinuacutea de manera catastroacutefica Este

adelgazamiento localizado se debe a las ondulaciones de la superficie de la gota y

depende de las propiedades de la superficie especiacuteficamente de la viscosidad El

resultado final de este proceso de adelgazamiento es la creacioacuten de un orificio en

la peliacutecula estabilizante o la formacioacuten de una peliacutecula estable

TRATAMIENTO DE CRUDOS

El tratamiento de las emulsiones se realiza en dos etapas baacutesicas la

deshidratacioacuten donde el contenido de agua a 1 o 2 el desalado donde se

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

remanente

Deshidratacioacuten

En esta etapa se remueve el agua libre y las gotas de mayor tamantildeo Los agentes

quiacutemicos 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 emulsioacuten la temperatura del aceite a la entrada del sistema la volatilidad del

aceite y el costo de calentamiento Un diagrama del proceso de deshidratacioacuten se

presenta en la Fig VII4 Se incluyen

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

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 deshidratacioacuten donde el contenido de agua se reduce a 02-2 de

agua

Desalado

En esta segunda etapa el agua residual (02-2) y la salinidad asociada se

reduce mediante la adicioacuten de agua de baja salinidad De acuerdo con los

resultados de campo el volumen de agua de dilucioacuten es aproximadamente 2 oacute 3

veces el volumen de agua residual Sin embargo esta relacioacuten podraacute variar

considerando los siguientes factores

1) La salinidad del agua residual

2) El porcentaje de agua remanente despueacutes de la etapa de deshidratacioacuten

3) La salinidad del agua de dilucioacuten

4) Eficiencia del mezclado del agua de dilucioacuten con la emulsioacuten

5) Contenido de sal requerido al final del tratamiento

La deshidratacioacuten y desalado de crudos deben combinarse aunque no

siempre en la misma planta para mantener el agua y la sal dentro de

especificaciones Los valores maacuteximos generalmente aceptados son 10 de

agua y 100 LMB para manejarse en oleoductos y 01 de agua y 20 LMB para

refinacioacuten o exportacioacuten

DESHIDRATACIOacuteN DEL PETROacuteLEO

La Deshidratacioacuten del Petroacuteleo es el proceso mediante el cual se separa el agua

asociada con el petroacuteleo ya sea en forma emulsionada o libre hasta lograr reducir

su contenido a un porcentaje previamente especificado Generalmente este

porcentaje es igual o inferior al 1 de agua

241 FORMACIOacuteN DE EMULSIONES

Una emulsioacuten es una mezcla de dos liacutequidos inmiscibles es decir liacutequidos bajo

condiciones normales no se mezclan Uno de los liacutequidos se encuentra dispersado

dentro del otro en forma de gotas muy pequentildeas tal como se puede observar en

la Figura 25 pueden variar en tamantildeo desde partiacuteculas como 000001 mm En el

proceso de extraccioacuten de petroacuteleo la mezcla bifaacutesica petroacuteleo crudo y agua se

desplazan en un medio poroso a una velocidad del orden de 1 piediacutea lo que

significa que es insuficiente para que se forme una emulsioacuten

Sin embargo el arreglo de tuberiacuteas y accesorios (bombas equipos auxiliares

vaacutelvulas codos) producen una agitacioacuten suficiente para que el agua se mezcle

con el petroacuteleo y forme asiacute una emulsioacuten

Existen tres requisitos esenciales para formar una emulsioacuten WO (waacuteter and oil)

bull Dos liacutequidos inmiscibles como es el caso agua y petroacuteleo

bull Agitacioacuten suficiente para dispersar partiacuteculas de un liacutequido al otro

bull Un agente emulsionante para estabilizar gotas dispersas en la fase continuacutea

En los campos petroleros las emulsiones de agua en aceite (WO) son llamadas

emulsiones directas mientras que las emulsiones de aceite en agua (OW) son

llamadas emulsiones inversas Esta clasificacioacuten simple no siempre es adecuada

ya que emulsiones muacuteltiples o complejas (oWO oacute wOW) pueden tambieacuten

ocurrir

242 FACTORES DE INFLUENCIA EN LA FORMACIOacuteN DE EMULSIONES

2422 Agentes Emulsionantes

Los agentes emulsionantes son numerosos y pueden ser clasificados de la

siguiente manera

bull Compuestos naturales surfactantes tales como asfaltenos y resinas conteniendo

aacutecidos orgaacutenicos y bases aacutecidos nafteacutenicos aacutecidos carboxiacutelicos compuestos de

azufre fenoles cresoles y otros surfactantes naturales de alto peso molecular

bull Soacutelidos finamente divididos tales como arena arcilla lodos de perforacioacuten

fluidos para estimulacioacuten incrustaciones minerales productos de la corrosioacuten (por

ejemplo sulfuro de hierro oacutexidos) parafinas asfaltenos precipitados Los fluidos

para estimulacioacuten de pozos pueden contribuir a formar emulsiones muy estables

bull Quiacutemicos de produccioacuten antildeadidos tales como inhibidores de corrosioacuten biocidas

limpiadores surfactantes y agentes humectantes

2423 Fases de una emulsioacuten

En una emulsioacuten el liacutequido dispensado dentro de otro en forma de gotas

pequentildeas se conoce como la fase dispersada o fase interna El liacutequido que

circunda de las gotas dispersadas se conoce como la fase continua o fase

externa Una emulsioacuten de petroacuteleo y agua puede tener cualquiera de los liacutequidos

como fase dispersa dependiendo de las caracteriacutesticas del agente emulsificante

Pero la mayoriacutea de los casos es el agua la que estaacute dispersa en forma de gotas en

el petroacuteleo Las emulsiones pueden contener desde una traza hasta un 90 o maacutes

de agua Pueden ser finas oacute gruesas dependiendo de muchos factores que

incluyen las propiedades de los liacutequidos el porcentaje de cada uno y el tipo y la

cantidad de emulsificador presente

En raras ocasiones las emulsiones producidas en los campos son reversas o

invertidas es decir donde la fase dispersa es una gota de emulsioacuten petroacuteleo-agua

y la fase continua en petroacuteleo En la Figura 26 podemos estimar el porcentaje de

agua emulsionada contenida en el petroacuteleo

25 MEacuteTODOS DE TRATAMIENTO DE DESHIDRATACIOacuteN

La comercializacioacuten de petroacuteleo despueacutes de haber sido tratada debe cumplir

exigencias miacutenimas de calidad en cuanto a contenido de agua y sedimentos

(BSampW) y contenido de la sal (libras por mil barriles de petroacuteleo) En general las

refineriacuteas del no aceptan petroacuteleos crudos con valor BSampW superior al 1 o

contenidos de sal por encima de 15 libras por cada mil barriles de crudo Con el fin

de que el petroacuteleo cumpla con las condiciones de calidad es necesario tratar las

emulsiones para romperlas Para romper una emulsioacuten se debe debilitar

neutralizar o destruir la sustancia emulsificante con el fin de que las gotas de

agua puedan unirse y precipitarse por gravedad Las instalaciones tiacutepicas

disponen de varios meacutetodos como son los que se especifica a continuacioacuten

Tratamiento quiacutemico

Tratamiento gravitacional

Tratamiento electrostaacutetico

Tratamiento teacutermico

251 TRATAMIENTO QUIacuteMICO

El tratamiento quiacutemico consiste en agregar a la emulsioacuten ciertas sustancias

quiacutemicas conocidas como ldquoagentes demulsificantesrdquo las cuales se concentran

para atacar la sustancia emulsificante y destruir la emulsioacuten Los demulsificantes

tienen tres acciones principales

1 Fuerte atraccioacuten hacia la interface aceite-agua ellos deben desplazar o

neutralizar a los emulsificadores presentes en la peliacutecula de la interfase

2 Floculacioacuten neutralizan las cargas eleacutectricas repulsivas entre las gotas

dispersas permitiendo el contacto de las mismas

3 Coalescencia permiten que pequentildeas gotas se unan a gotas maacutes grandes que

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

rodea y estabiliza las gotas sea rota

Los demulsificantes son insolubles con el agua pero solubles en aceite esto sirve

para que puedan dispersarse y alcancen las gotas de agua en la fase crudo-agua

2511 Rangos de dosificacioacuten

La dosificacioacuten en forma de choque no es muy recomendable se debe realizar en

forma continua en la relacioacuten determinada en campo o en pruebas de laboratorio

(pruebas de botella5 2512 Seleccioacuten del tipo de demulsificante ) Los rangos de

dosificacioacuten 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

dosificacioacuten que los crudos ligeros

El exceso de dosificacioacuten de demulsificante incrementa los costos de tratamiento

incrementa el aceite contenido en el agua de formacioacuten puede estabilizar aun maacutes

la emulsioacuten regular (WO) y puede producir emulsiones inversas (OW)

2512 Seleccioacuten del tipo de demulsificante

La seleccioacuten de demulsificante se realiza mediante pruebas empiacutericas llamadas

pruebas de botella cuyo meacutetodo es especificado en la norma API MPMS 104

Las teoriacuteas de coacutemo actuacutean los desemulsificantes estaacuten incompletas

Estas teoriacuteas fallan al pretender explicar el funcionamiento de los diferentes tipos

de compuestos quiacutemicos Sin embargo dos generalidades son vaacutelidas

Primero los desemulsificantes efectivos tienen alto peso molecular que son

comparables a los surfactantes naturales Segundo usados como emulsificadores

los desemulsificantes tienden a producir emulsiones inversas(ow)

Una teoriacutea tradicional acerca de coacutemo trabajan los desemulsificantes es que ellos

neutralizan a los agentes emulsificadores en otras palabras rompen las

emulsiones wo al tender en forma natural a formar emulsiones ow Otra

explicacioacuten es que los desemulsificantes hacen que la peliacutecula que rodea a la gota

de agua se vuelva muy riacutegida o se contraiga para finalmente romperse

Los productos quiacutemicos desemulsificantes pueden caracterizarse como sigue

Esteres son buenos deshidratadores provocan una asentamiento lento de

las gotas de agua pero al sobre dosificarse provocan emulsiones inversas

(ow)

Di-epoacutexicos son excelentes deshidratadores pero provocan un

asentamiento lento de las gotas de agua

Uretanos buenos deshidratadores provocan un asentamiento lento de las

gotas de agua

Resinas son buenos deshidratadores provocan un asentamiento raacutepido de

las gotas de agua dan un agua separada limpia

Polialquilenos pobres deshidratadores lento asentamiento de las gotas de

agua

Glicoles requiere mezclarse con otros para aplicarse

Sulfonatos buenos humectantes de soacutelidos y tiene capacidad para el

asentamiento de las gotas de agua sobre dosificaacutendose no causa

emulsiones inversas (ow) pero pueden causar la precipitacioacuten de

partiacuteculas de sulfuro de fierro en el agua separada

Poliesteraminas agentes de superficie activa violentos deshidratan en

bajas dosificaciones al sobredosificarse producen emulsiones inversas

(ow)

Oxialquilados buenos agentes humectantes son usados en mezclas

Poliaminas son lentos en el asentamiento de las gotas de agua

Alcanolaminas son raacutepidos en el asentamiento de las gotas de agua

Un soacutelo compuesto quiacutemico no puede proveer las tres acciones requeridas

anteriormente citadas por lo que los desemulsificantes comerciales son una

mezcla de varios desemulsificantes baacutesicos (30-60 ) maacutes la adicioacuten de solventes

adecuados tales como nafta aromaacutetica pesada benceno tolueno o alcohol

isopropiacutelico para obtener un liacutequido que fluya a la menor temperatura esperada

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

puedan difundirse raacutepidamente a traveacutes de la fase de aceite y alcancen las gotas

de agua

Por el contrario los desemulsificantes para emulsiones inversas ow son muy

solubles en agua Comuacutenmente son poliaminas cuaternarias de amonio de alto

peso molecular mezcladas con aluminio hierro o cloruro de zinc

Los desemulsificantes deben ser dosificados en forma continua en la relacioacuten

determinada por pruebas de botella yo pruebas de campo La dosificacioacuten en

forma de choque no es muy recomendable Los rangos de dosificacioacuten 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 dosificacioacuten que los crudos

ligeros El exceso de dosificacioacuten de desemulsificante incrementa los costos de

tratamiento incrementa el aceite contenido en la salmuera separada puede

estabilizar auacuten maacutes la emulsioacuten regular (aguaaceite) y puede producir emulsiones

inversas (aceiteagua)

Los desemulsificantes deben ser inyectados tan temprano como sea posible (en el

fondo o en la cabeza del pozo) Esto permite maacutes tiempo de contacto y puede

prevenir la formacioacuten de emulsioacuten corriente abajo

La inyeccioacuten de desemulsificante antes de una bomba asegura un adecuado

contacto con el crudo y minimiza la formacioacuten de emulsioacuten por la accioacuten de la

bomba

La seleccioacuten y preparacioacuten del tipo de desemulsificante debe coincidir con el

recipiente de tratamiento de la emulsioacuten Los tanque de lavado que tienen largo

tiempo de retencioacuten (8-24 horas) requieren desemulsificantes de accioacuten lenta Por

otro lado los tratadores-calentadores y las unidades electrostaacuteticas con corto

tiempo de retencioacuten (15-60 minutos) requieren desemulsificantes de accioacuten muy

raacutepida Problemas como precipitacioacuten de parafinas en climas friacuteos incremento de

soacutelidos por workovers y adicioacuten de compuestos quiacutemicos para estimulacioacuten de

pozos pueden requerir el cambio del desemulsificante de liacutenea

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

permitir su completa identificacioacuten seleccionar el desemulsificante maacutes adecuado

es un arte y una ciencia La seleccioacuten estaacute basada en pruebas empiacutericas de

descrito en el meacutetodo API MPMS 104 (1988)

Obviamente para el eacutexito de la prueba de botella se requiere de una buena

muestra de la emulsioacuten del sistema Para que una muestra sea buena debe reunir

las siguientes caracteriacutesticas

1 Debe ser representativa de la corriente

2 Debe ser un compuesto de la produccioacuten de los pozos individuales que estaacuten

alimentando al tratador

3 Contener cantidades representativas de los quiacutemicos presentes en el sistema

tales como inhibidores de corrosioacuten y parafinas

4 Debe ser fresca para evitar la estabilizacioacuten por envejecimiento de la emulsioacuten

El tratamiento quiacutemico en general ofrece las siguientes ventajas

1 La formacioacuten de las emulsiones puede ser completamente prevenida

dosificando los desemulsificantes desde una etapa temprana del tratamiento

2 La emulsioacuten puede ser rota en friacuteo reduciendo los costos de calentamiento de

la emulsioacuten y la peacuterdida de gravedad asociada con el calentamiento

Las desventajas del tratamiento quiacutemico son

1 Una sobredosificacioacuten puede producir nuevas emulsiones que son a menudo

maacutes difiacuteciles de romper que las emulsiones originales

2 No siempre es econoacutemico romper las emulsiones soacutelo con el tratamiento

quiacutemico generalmente es necesario el uso de energiacutea adicional como

calentamiento o electricidad para reducir los costos del tratamiento quiacutemico

252 TRATAMIENTO GRAVITACIONAL

El meacutetodo por asentamiento gravitacional que consiste en la demulsificacioacuten del

agua en el crudo mediante tiempo de retencioacuten y diferencia de densidades se lleva

a cabo en dos diferentes equipos Eliminadores de agua libre (FWKO) y Tanque

de lavado (Wash Tank) Los eliminadores de agua libre (FWKO) sirven para

remover grandes cantidades de agua no emulsionada en la corriente de los fluidos

que llega a la estacioacuten desde los pozos productores y se asientan faacutecilmente en

menos de 5-20 minutos Estos recipientes se encuentran disentildeados bajo la norma

ASME SECCTION VIII

div 1 y en su parte interna estaacute constituido por bafles para direccionar los fluidos

y platos de coalescencia para deshidratar el gas natural El petroacuteleo separado del

agua libre al contener un porcentaje de agua emulsionada que variacutea entre 1 a 30

de BSW (corte de agua) lo cual implica tratarlo en otro sistema que es el tanque

de lavado (Wash Tank) estos tanques operan con la mitad de agua (colchoacuten de

agua) y la otra parte es petroacuteleo El crudo emulsionado entra en la parte inferior a

una altura de 3 pies de lo cual implica que el agua llegue con el crudo y entre en

contacto con el agua del tanque de lavado con lo que se lleva a cabo la

coalescencia del agua mediante el flujo que se ve forzada por bafles internos de la

cual permite incrementar el tempo de retencioacuten Los tanques de lavado se

encuentran disentildeados bajo la norma API 650 El tratamiento quiacutemico el tiempo de

retencioacuten del tanque de lavado y la diferencia de densidades del petroacuteleo y la

emulsioacuten permite que el petroacuteleo ascienda en la parte superior a formar parte de

la zona del petroacuteleo deshidratado este proceso de deshidratacioacuten en el tanque de

lavado se lleva a cabo en un tiempo de residencia que puede estar entre 3 y 36

horas

253 TRATAMIENTO ELECTROSTAacuteTICO

Cuando el crudo cuya gravedad se encuentran por debajo de los 12deg API ya no

resulta rentable utilizar los tanques de lavado para su deshidratacioacuten debido a su

velocidad de asentamiento para estos casos es necesariamente utilizar el meacutetodo

de deshidratacioacuten electrostaacutetica Este meacutetodo se basa principalmente por el efecto

que produce un campo eleacutectrico en la velocidad de asentamiento de las partiacuteculas

de agua contenidas en la emulsioacuten

2531 Principio electrostaacutetico de coalescencia

Este principio se basa en la estructura de la moleacutecula de agua Esta moleacutecula

responde a un campo eleacutectrico por su configuracioacuten Las gotas de agua que se

encuentran dispersas en el petroacuteleo formando la emulsioacuten estas gotas de agua

en su forma natural son esfeacutericas y se encuentran en el estado maacutes bajo de

energiacutea libre Por lo tanto la gota no es dipolar en su estado natural Sin embargo

al aplicarse un campo eleacutectrico se hace dipolar En este caso la gota pasa de una

forma esfeacuterica a una elipsoidal Las cargas positivas se encuentran en un extremo

del elipsoide y las cargas negativas en el otro extremo Cuando se produce la

elongacioacuten para que la gota alcance la forma elipsoidal se afecta la peliacutecula

superficial de la gota haciendo que las gotas adyacentes de diferente polaridad

eleacutectrica se atraigan y choquen formando asiacute la coalescencia dando origen a una

gota maacutes grande que cae con mayor rapidez

2532 Caracteriacutesticas de un coalescedor electrostaacutetico

Un deshidratador electrostaacutetico estaacute dividido en 3 secciones Figura 27 La

primera seccioacuten ocupa aproximadamente el 50 de su longitud y es llamada

ldquoSeccioacuten de calentamientordquo La segunda seccioacuten es llamada ldquoSeccioacuten central o

control de nivelrdquo y esta ocupa por alrededor del 10 de su longitud ubicada

adyacente a la seccioacuten de calentamiento La tercera seccioacuten ocupa el 40 de la

longitud del deshidratador y es denominada ldquoSeccioacuten de asentamientordquo del agua

suspendida para producir crudo limpio Las parrillas de electrodos de alto voltaje

estaacuten localizadas en la parte superior del recipiente arriba de la interface agua

aceite

La velocidad de asentamiento por gravedad es muy lenta tal como se expone en

la Ley de Stokes Por ejemplo una gota de agua de 20 micras de diaacutemetro en un

crudo de 33 degAPI a 100 degF y una viscosidad de 65 cp se asienta a una velocidad

de 007 fthr

La moleacutecula de agua es polar (figura 24) por lo tanto un campo eleacutectrico

incrementa la coalescencia de las gotas dispersas en el aceite por dos

mecanismos que actuacutean simultaacuteneamente (Lucas R N 1976)

1 Sometidas a un campo electrostaacutetico las gotas de agua adquieren una carga

eleacutectrica neta

2 La distribucioacuten al azar de las gotas de agua en el seno del aceite al pasar por el

campo electrostaacutetico se alinean con su carga positiva orientada al electrodo

cargado (negativo)

254 TRATAMIENTO TEacuteRMICO

El tratamiento teacutermico constituye un meacutetodo efectivo y econoacutemico para la

deshidratacioacuten del petroacuteleo y en la mayoriacutea de los casos se utiliza para ayudar en

otros procesos Antes de aplicar la transferencia de calor es necesario separar el

agua libre y el gas con el fin de reducir la energiacutea que se debe aplicar para

calentar el petroacuteleo ya que se requiere 350 BTU para calentar un barril de agua

en 1ordmF y solamente se requiere 150 BTU para calentar un barril de crudo El

calentamiento ayuda al rompimiento de las emulsiones debido a que tiene los

siguientes efectos sobre ella

bull Dilata la peliacutecula superficial que rodea a las gotas de agua debilitaacutendola y

facilitaacutendola la coalescencia entre ellas

bull Origina y aumenta el movimiento de las moleacuteculas de agua produciendo

colisiones cada vez maacutes violentas que ayudan tambieacuten al rompimiento de la

peliacutecula superficial que rodea a la moleacutecula de agua

bull Aumenta la diferencia de densidades entre agua y petroacuteleo facilitando tambieacuten

el asentamiento de las gotas de agua

bull Reduce la tensioacuten superficial del agua facilitando la unioacuten de las gotas ya que

tienden a tomar una superficie coacutencava y a ofrecer mayor superficie de contacto

con el petroacuteleo

bull Reduce la viscosidad del petroacuteleo

La aplicacioacuten de calor para romper la emulsioacuten se puede hacer por medio de

intercambiadores de calor calentadores directos o indirectos y tratadores

teacutermicos

2541 Intercambiadores de Calor

Los intercambiadores de calor son dispositivos en los cuales cumplen una funcioacuten

especiacutefica tal como indica su nombre intercambiar calor entre dos fluidos que no

se mezclan En los procesos petroleros el disentildeo exclusivo de los

intercambiadores de calor es el de tubos y coraza debido a su amplio rango de

servicio y su alta resistencia a diversas condiciones de operacioacuten Normalmente la

transferencia de calor se produce por contacto directo del crudo emulsionado y del

fluido que proporcionaraacute calor usualmente el crudo pasa por los tubos y el fluido

de trabajo por la coraza esto ayuda a que exista un contacto total con turbulencia

del fluido de trabajo para quo no exista puntos muertos y que la transferencia de

calor sea maacutes eficiente Los intercambiadores de calor ademaacutes de ser eficientes

teacutermicamente su mantenimiento es faacutecil ya que uacutenicamente se lo realiza maacutes a

menudo al haz de tubos y los costos asociados a este son bajos

2542 Calentadores Directos

Este tipo de calentadores lleva a cabo la transferencia de calor por contacto

directo entre el crudo emulsionado y la superficie del calentador esto permite

manejar grandes voluacutemenes de fluido con un menor consumo de combustible Son

raacutepidos eficientes y de costo relativamente bajo La desventaja es que son

peligrosos a explosioacuten requieren de supervisioacuten constante y desperdician

productos livianos Su principal uso estaacute en calentar emulsiones no corrosivas que

esteacuten en baja presioacuten

2543 Calentadores Indirectos

Este tipo de calentadores la emulsioacuten fluye traveacutes de tubos sumergido en agua

donde la transferencia de calor se produce indirectamente por medio del agua que

estaacute alrededor del quemador y recibe de este el calor

Los calentadores indirectos presentan una ventaja de mantener la temperatura

constante y no presenta peligro de explosioacuten Como desventaja se puede notar

que requiere de varias horas para calentar despueacutes de un periacuteodo inactivo

Haciendo imposible tratar una emulsioacuten inmediatamente Sus capacidades son

aproximadamente de 2000 barriles de emulsioacuten por diacutea para un aumento de

temperatura de 100 ordmF

2544 Tratadores Teacutermicos

Los tratadores teacutermicos son equipos que combinan el proceso de calentamiento

con un sistema de coalescencia que ademaacutes de calentar el fluido se le da un

tiempo de retencioacuten para que se realice la separacioacuten de crudo y agua

emulsionada Son equipos que permiten desgasificar y drenar agua decantada La

norma API 5L recomienda el uso de estos equipos cuando el porcentaje de agua

emulsionada es menor o igual al 20 ademaacutes para una mejor eficiencia del

proceso de deshidratacioacuten es necesario determinar la temperatura a la cual el

crudo alcanza como miacutenimo una viscosidad de 150 SSU (25 ndash 30 Cp)

Tratamiento Mecaacutenico

Existen en la industria petrolera diversos procesos mecaacutenicos y fiacutesicos para

reducir el nivel de agua y sedimentos (AyS) del crudo producido a los liacutemites

establecidos entre operadoras y compradoras Antiguamente se contaban con

medios pocos desarrollados para realizar las labores de deshidratacioacuten de crudo

pero simultaacuteneamente con el desarrollo de la industria y con la consiguiente

necesidad de tratar el petroacuteleo producido se fueron desarrollando nuevas teacutecnicas

tendientes a lograr procesos de tratamiento con resultados tan satisfactorio como

fuera posible

Los principios en las cuales se basan para realizar la separacioacuten fiacutesica de vapor

liacutequidos o soacutelidos son el momentum oacute cantidad de movimiento la fuerza de

gravedad y la coalescencia como ya hemos mencionado Toda separacioacuten puede

emplear uno o maacutes de estos principios pero siempre las fases de los fluidos

deben ser inmiscibles y de diferentes densidades para que ocurra la separacioacuten

Dentro de esta gama de separadores mecaacutenicos se pueden mencionar por ser

los maacutes usados dentro de la industria petrolera los siguientes

A Separadores API

B Calentadores

C Despojadores de agua libre DAL

D Centrifugadores

E Platos Paralelos y Corrugados

En adelante se presentaraacuten algunos de los dispositivos de separacioacuten mecaacutenica

que se acaban de mencionar como lo son los separadores API y calentadores

dejando para capiacutetulos continuos la base teoacuterica de los otros restantes son los de

mayor intereacutes en esta investigacioacuten

A-Separadores API (Maston 1990)

Los separadores API son usados ampliamente en las refineriacuteas y son aceptados

generalmente como la norma en lo que a dispositivos de separacioacuten de

crudoagua se refiere Muchos autores dan recomendaciones de criterios de

disentildeo para estas unidades las cuales estaacuten compuestas de uno o maacutes canales

de flujo con una seccioacuten rectangular tanto horizontal como vertical Estos

recomiendan un ancho de canal de 6 a 20 ft (18 a 61 m) y una profundidad de 3 a

8 ft (091 a 244 m) Tambieacuten la relacioacuten anchoprofundidad esta restringida a

valores de 03 a 05 Modelos experimentales de separadores han mostrado bajas

eficiencias para relaciones anchoprofundidad por debajo de 02 El agua drenada

de los tanques fluye longitudinalmente a traveacutes de este canal mientras que las

gotas de crudo suben a la superficie para ser removidas

El criterio de disentildeo de los API (apeacutendice J) fue concebido para confirmar la

inherente suposicioacuten en este tipo de separadores crudoagua de que el mismo

criterio podriacutea ser aplicado a los DAL horizontales Este criterio incorpora un

disentildeo con diaacutemetro de gota de 0015 cm y asume que la velocidad de asenso

obedece a la ley de Stokes Las especificaciones de los separadores permiten que

las gotas de crudo lleguen a la superficie donde seraacuten removidas al final del

recorrido longitudinal El flujo es un factor intriacutenseco dentro de este criterio de

disentildeo el cual es un factor de compensacioacuten para cortocircuitos y turbulencia

necesaria

B-Calentadores

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

forma en que se aplica el calor

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

directo de la corriente alimentada con el calentador Aunque este tipo presenta

problemas de sedimentos y de corrosioacuten pueden manejar mayores voluacutemenes de

fluidos con menor gasto de combustible que los calentadores indirectos

Estos calentadores directos operan eficientemente en procesos operando en baja

presioacuten y donde los fluidos manejados no son muy corrosivos

El esquema tiacutepico de calentadores-tratadores directos tipo vertical y horizontal

se muestra en las figuras 27 y 28 respectivamente

El disentildeo normal de un tratador-calentador tipo vertical cumple las siguientes

funciones

1 Desgasificado de la emulsioacuten de entrada

2 Remocioacuten de arenas sedimentos y agua libre previo al calentamiento

3 Lavado con agua y calentamiento de la emulsioacuten

4 Coalescencia y asentamiento de las gotas de agua Coalescencia mecaacutenica

puede ser usada en eacutesta seccioacuten

El aceite deshidratado caliente puede ser usado para precalentar la emulsioacuten de

entrada usando un intercambiador de calor

Los calentadores-tratadores no son recomendables para remover grandes

cantidades de agua libre y eacutesta limitante llega a ser maacutes aguda en yacimientos

viejos con gran produccioacuten de agua congeacutenita En estos casos la instalacioacuten previa

de un DAL es una solucioacuten ideal

Las mismas funciones baacutesicas son previstas en un calentador directo tipo

horizontal como se muestra en la figura 29 La alimentacioacuten es parcialmente

desgasificada luego dirigida hacia la parte de abajo para la precipitacioacuten del agua

libre y la arena Despueacutes la alimentacioacuten es calentada y sufre una uacuteltima

desgasificacioacuten Posteriormente a traveacutes de un distribuidor pasa a un colector de

agua para finalmente pasar a la seccioacuten de coalescencia

Las partiacuteculas soacutelidas tales como arena escama productos de corrosioacuten se

depositaraacuten 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 alimentacioacuten

2 Bloquear la transferencia de calor y causar quemado del equipo de

calentamiento

3 Interferir los controles de nivel aacutenodos vaacutelvulas medidores y bombas

Asimismo pueden incrementar el crecimiento bacteriano y la velocidad de

corrosioacuten

Para prevenir la deposicioacuten de estos sedimentos se pueden instalar

hidrojets que operando a 30 psi por arriba de la presioacuten de operacioacuten del

calentador pueden remover los sedimentos para su drenado por la parte inferior

del recipiente

En los calentadores de tipo indirecto primero se calienta un fluido

Posteriormente a traveacutes de un intercambiador de calor el fluido de calentamiento

transfiere calor a la corriente de alimentacioacuten

En este tipo de calentadores disminuye el riesgo de explosioacuten y son utilizados en

instalaciones donde es posible recuperar calor tales como el gas caliente de

salida de las turbinas

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

ventajas

1 Reduce la viscosidad de la fase continua un incremento en la temperatura de

10degF baja la viscosidad de la emulsioacuten por un factor de 2

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

coalescencia

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

4 Promueve una mejor distribucioacuten del desemulsificante

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

Esto se logra manteniendo la temperatura del crudo por arriba de su punto de

nube

6 Debilita la peliacutecula de emulsificante que rodea a las gotas de agua

Sin embargo el calentamiento presenta las siguientes desventajas

1 Provoca la migracioacuten de los compuestos maacutes volaacutetiles del crudo hacia la fase

gaseosa Esta peacuterdida de ligeros en el crudo provoca una disminucioacuten de volumen

del crudo calentado (encogimiento) y una disminucioacuten en su gravedad API

2 Incrementa los costos de combustible

3 Incrementa los riesgos en las instalaciones

4 Requieren mayor instrumentacioacuten y control

5 Causa depoacutesitos de coke

PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN Y DESLADO DEL PETROacuteLEO CRUDO EN

REFINERIacuteA MADERO (PEMEX)

PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN DE LA ESTACIOacuteN DE PRODUCCION

CUYABENO-TRATAMIENTO QUIMICO

31 UBICACIOacuteN Y CONDICIONES DE OPERACIOacuteN

El aacuterea Cuyabeno tiene una estacioacuten de produccioacuten donde se procesa todo el

crudo agua y gas que producen los 21 pozos activos6 de los cuales 13 pozos

producen por bombeo hidraacuteulico (Power Oil BH) y 8 por bombeo electro

sumergible (BES) Este campo maneja actualmente una produccioacuten promedio de

8597 BPD de petroacuteleo de 258 degAPI 24911 BPD de agua de formacioacuten y 2322

MPCGD de gas asociado7 En la figura 31 se muestra la ubicacioacuten geograacutefica del

campo Cuyabeno

DESCRIPCIOacuteN DEL PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN

Luego de la etapa de separacioacuten la mezcla crudo-agua incluyendo el fluido

separado en el equipo trifaacutesico que se vuelve a unir a la descarga de los

separadores bifaacutesicos e ingresa a la bota desgasificadora donde se extrae el

remanente de gas en el fluido el cual es transferido a la tea de baja y por otro la

emulsioacuten crudo-agua a una presioacuten estimada de entre 20-18 psig sigue hacia el

tanque de lavado que tiene una capacidad en volumen de 18130 Bbls (H= 36

pies Oslash= 60 pies) el cual opera con un colchoacuten de agua promedio de 9 pies En

este recipiente por gravedad e inyeccioacuten de quiacutemicos principalmente el

demulsificante separa el crudo del agua El proceso de deshidratacioacuten actual

indica que el agua excedente del colchoacuten operativo (9 pies promedio) es utilizada

una parte para calentarla con un calentador artesanal usando un miacutenimo de gas

liberado desde los separadores de produccioacuten y prueba que pasan por tres

recipientes denominados depuradores o Scrubber tipo vertical donde se libera al

gas del contenido del liacutequido remanente que puede existir el agua caliente se

mezclaraacute con la emulsioacuten crudo-agua a la entrada del tanque de lavado con el fin

de facilitar la deshidratacioacuten a traveacutes de un equipo denominado Mezclador Estaacutetico

y el resto seraacute enviada al sistema de agua de reinyeccioacuten en el Anexo 7 se

muestra el Diagrama de tuberiacutea e Instrumentacioacuten (PG-CCY-M-002)

El equipo de calentamiento instalado es artesanal y por lo

mismo ineficiente en cuanto al gradiente de temperaturas obtenido (5-10degF)8 con

la que se obtiene una temperatura de crudo 112degF resultante de la mezcla no

recomendable para deshidratacioacuten En la figura 33 se muestra calentador de la

estacioacuten de Cuyabeno

331 TIPO DE QUIacuteMICOS INYECTADOS

El Campo Cuyabeno presenta para la deshidratacioacuten de crudo dos puntos

principales para la inyeccioacuten del quiacutemico como son el muacuteltiple de produccioacuten y

prueba como tambieacuten el ingreso a la bota desgasificadora en la Tabla 33 se

detallan los quiacutemicos inyectados como Demulsificante Antiparafiacutenico Dispersante

Soacutelidos Antiespumante ademaacutes en la tabla mencionada se presenta cantidades

inyectadas y costos de cada uno de los quiacutemicos9 Los productos demulsificantes

son utilizados para separar las moleacuteculas de crudo y agua emulsionadas con un

tiempo de contacto en el tanque de lavado para la determinacioacuten de la cantidad

de quiacutemico inyectado es necesario conocer el sistema de recoleccioacuten de crudo a

objeto de caracterizar las corrientes y determinar mediante anaacutelisis de laboratorio

el porcentaje de emulsioacuten tipo de emulsioacuten porcentaje de Agua libre y Gravedad

API (Normas ASTM D4007-2 Determinacioacuten de agua y sedimentos en crudo por

centrifugacioacuten y ASTM D287-92-2000 Determinacioacuten de la Gravedad API en

crudos y derivados Meacutetodo del Hidroacutemetro)

La parafina es una cera soacutelida del petroacuteleo de alto peso molecular (nuacutemero de

aacutetomos de carbonos presentes en el crudo mayor de 18 aacutetomos de carbonos)

tienen una temperatura de ablandamiento desde 60deg F a 215deg F

aproximadamente Dependiendo donde se presente el problema de precipitacioacuten

de parafina se debe seleccionar el punto de inyeccioacuten para separarlo En la

estacioacuten Cuyabeno se inyecta productos quiacutemicos antiparafiacutenico en el muacuteltiple de

produccioacuten

Los productos antiespumantes son utilizados en los crudos tendientes a formar

espuma a objeto de disiparla generalmente se inyectan en el muacuteltiple de

produccioacuten a cierta distancia del producto quiacutemico demulsificante o en la liacutenea de

entrada de los separadores bifaacutesicos o trifaacutesicos Estos productos son utilizados

cuando hay presencia de soacutelidos en el crudo estos soacutelidos estabilizan las

emulsiones y forman altas interfaces en los tanques de lavado lo que es negativo

para la deshidratacioacuten de crudo Los soacutelidos estaacuten impregnados de crudo que se

mantienen en suspensioacuten en la interface crudo-agua la funcioacuten de los

dispersantes de soacutelidos es cambiar la humectabilidad del soacutelido para que este

emigre de la fase acuosa y se separe Es importante conocer mediante anaacutelisis de

laboratorio en contenido de soacutelidos presentes en el crudo asiacute como el origen de

ello dependeraacute la seleccioacuten del producto quiacutemico dispersante Para la inyeccioacuten de

quiacutemicos se utilizan bombas en cumplimiento de la norma API STD 675 ldquoPositive

Displacement Pumps Controlledrdquo y tanques de fibra de vidrio reforzado de acuerdo

a API 12P ldquoSpecification for Fiberglass Reinforced Plastic Tanksrdquo incluyendo

ademaacutes las conexiones de proceso servicio e instrumentacioacuten hasta las vaacutelvulas

de bloqueo yo instrumento final para conectar al sistema de distribucioacuten En la

Figura 34 se observa la disposicioacuten del sistema de inyeccioacuten de quiacutemicos

subsiguiente coalescencia de gotas es maacutes probable que en un sistema donde se

contengan una pocas gotas aisladas en un gran volumen de aceite La floculacioacuten

tambieacuten puede ocasionarse por poliacutemeros antifiacutelicos absorbibles en la interfase de

las gotas Un poliacutemero con muacuteltiples segmentos absorbibles puede ocasionar

floculacioacuten al crear puente entre las gotas Una moleacutecula polimeacuterica con

segmentos absorbidos sencillos puede tambieacuten ocasionar floculacioacuten al interactuar

con otros poliacutemeros absorbidos en las distintas gotas Ver figura 11

4212 Coalescencia

Para ldquoromperrdquo estas emulsiones las gotas floculadas tienen que aglomerarse lo

mismo los soacutelidos (coalescer) Las caracteriacutesticas microscoacutepicas de un proceso de

cuales ciencias son bastantes complejas pues involucran la eliminacioacuten de la

peliacutecula gruesa de liacutequido (superior a 1000 A) de la fase continua que separa las

gotas de agua y partiacuteculas soacutelidas en un agregado La peliacutecula que se encuentra

entre las gotas se adelgaza mediante forma uniforme y continua mediante el

drenaje laminar (flujo Reynolds) de la fase externa Este flujo estaacute regido por la

viscosidad y densidad de la fase continua Se trata de un proceso relativamente

lento para emulsiones de Slop muy pesados y viscosos A diferencia de este

descenso lento suave y uniforme del espesor de la peliacutecula eacutesta tambieacuten puede

adelgazarse en forma localizada y discontinuacutea de manera catastroacutefica Este

adelgazamiento localizado se debe a las ondulaciones de la superficie de la gota y

depende de las propiedades de la superficie especiacuteficamente de la viscosidad El

resultado final de este proceso de adelgazamiento es la creacioacuten de un orificio en

la peliacutecula estabilizante o la formacioacuten de una peliacutecula estable

TRATAMIENTO DE CRUDOS

El tratamiento de las emulsiones se realiza en dos etapas baacutesicas la

deshidratacioacuten donde el contenido de agua a 1 o 2 el desalado donde se

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

remanente

Deshidratacioacuten

En esta etapa se remueve el agua libre y las gotas de mayor tamantildeo Los agentes

quiacutemicos 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 emulsioacuten la temperatura del aceite a la entrada del sistema la volatilidad del

aceite y el costo de calentamiento Un diagrama del proceso de deshidratacioacuten se

presenta en la Fig VII4 Se incluyen

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

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 deshidratacioacuten donde el contenido de agua se reduce a 02-2 de

agua

Desalado

En esta segunda etapa el agua residual (02-2) y la salinidad asociada se

reduce mediante la adicioacuten de agua de baja salinidad De acuerdo con los

resultados de campo el volumen de agua de dilucioacuten es aproximadamente 2 oacute 3

veces el volumen de agua residual Sin embargo esta relacioacuten podraacute variar

considerando los siguientes factores

1) La salinidad del agua residual

2) El porcentaje de agua remanente despueacutes de la etapa de deshidratacioacuten

3) La salinidad del agua de dilucioacuten

4) Eficiencia del mezclado del agua de dilucioacuten con la emulsioacuten

5) Contenido de sal requerido al final del tratamiento

La deshidratacioacuten y desalado de crudos deben combinarse aunque no

siempre en la misma planta para mantener el agua y la sal dentro de

especificaciones Los valores maacuteximos generalmente aceptados son 10 de

agua y 100 LMB para manejarse en oleoductos y 01 de agua y 20 LMB para

refinacioacuten o exportacioacuten

DESHIDRATACIOacuteN DEL PETROacuteLEO

La Deshidratacioacuten del Petroacuteleo es el proceso mediante el cual se separa el agua

asociada con el petroacuteleo ya sea en forma emulsionada o libre hasta lograr reducir

su contenido a un porcentaje previamente especificado Generalmente este

porcentaje es igual o inferior al 1 de agua

241 FORMACIOacuteN DE EMULSIONES

Una emulsioacuten es una mezcla de dos liacutequidos inmiscibles es decir liacutequidos bajo

condiciones normales no se mezclan Uno de los liacutequidos se encuentra dispersado

dentro del otro en forma de gotas muy pequentildeas tal como se puede observar en

la Figura 25 pueden variar en tamantildeo desde partiacuteculas como 000001 mm En el

proceso de extraccioacuten de petroacuteleo la mezcla bifaacutesica petroacuteleo crudo y agua se

desplazan en un medio poroso a una velocidad del orden de 1 piediacutea lo que

significa que es insuficiente para que se forme una emulsioacuten

Sin embargo el arreglo de tuberiacuteas y accesorios (bombas equipos auxiliares

vaacutelvulas codos) producen una agitacioacuten suficiente para que el agua se mezcle

con el petroacuteleo y forme asiacute una emulsioacuten

Existen tres requisitos esenciales para formar una emulsioacuten WO (waacuteter and oil)

bull Dos liacutequidos inmiscibles como es el caso agua y petroacuteleo

bull Agitacioacuten suficiente para dispersar partiacuteculas de un liacutequido al otro

bull Un agente emulsionante para estabilizar gotas dispersas en la fase continuacutea

En los campos petroleros las emulsiones de agua en aceite (WO) son llamadas

emulsiones directas mientras que las emulsiones de aceite en agua (OW) son

llamadas emulsiones inversas Esta clasificacioacuten simple no siempre es adecuada

ya que emulsiones muacuteltiples o complejas (oWO oacute wOW) pueden tambieacuten

ocurrir

242 FACTORES DE INFLUENCIA EN LA FORMACIOacuteN DE EMULSIONES

2422 Agentes Emulsionantes

Los agentes emulsionantes son numerosos y pueden ser clasificados de la

siguiente manera

bull Compuestos naturales surfactantes tales como asfaltenos y resinas conteniendo

aacutecidos orgaacutenicos y bases aacutecidos nafteacutenicos aacutecidos carboxiacutelicos compuestos de

azufre fenoles cresoles y otros surfactantes naturales de alto peso molecular

bull Soacutelidos finamente divididos tales como arena arcilla lodos de perforacioacuten

fluidos para estimulacioacuten incrustaciones minerales productos de la corrosioacuten (por

ejemplo sulfuro de hierro oacutexidos) parafinas asfaltenos precipitados Los fluidos

para estimulacioacuten de pozos pueden contribuir a formar emulsiones muy estables

bull Quiacutemicos de produccioacuten antildeadidos tales como inhibidores de corrosioacuten biocidas

limpiadores surfactantes y agentes humectantes

2423 Fases de una emulsioacuten

En una emulsioacuten el liacutequido dispensado dentro de otro en forma de gotas

pequentildeas se conoce como la fase dispersada o fase interna El liacutequido que

circunda de las gotas dispersadas se conoce como la fase continua o fase

externa Una emulsioacuten de petroacuteleo y agua puede tener cualquiera de los liacutequidos

como fase dispersa dependiendo de las caracteriacutesticas del agente emulsificante

Pero la mayoriacutea de los casos es el agua la que estaacute dispersa en forma de gotas en

el petroacuteleo Las emulsiones pueden contener desde una traza hasta un 90 o maacutes

de agua Pueden ser finas oacute gruesas dependiendo de muchos factores que

incluyen las propiedades de los liacutequidos el porcentaje de cada uno y el tipo y la

cantidad de emulsificador presente

En raras ocasiones las emulsiones producidas en los campos son reversas o

invertidas es decir donde la fase dispersa es una gota de emulsioacuten petroacuteleo-agua

y la fase continua en petroacuteleo En la Figura 26 podemos estimar el porcentaje de

agua emulsionada contenida en el petroacuteleo

25 MEacuteTODOS DE TRATAMIENTO DE DESHIDRATACIOacuteN

La comercializacioacuten de petroacuteleo despueacutes de haber sido tratada debe cumplir

exigencias miacutenimas de calidad en cuanto a contenido de agua y sedimentos

(BSampW) y contenido de la sal (libras por mil barriles de petroacuteleo) En general las

refineriacuteas del no aceptan petroacuteleos crudos con valor BSampW superior al 1 o

contenidos de sal por encima de 15 libras por cada mil barriles de crudo Con el fin

de que el petroacuteleo cumpla con las condiciones de calidad es necesario tratar las

emulsiones para romperlas Para romper una emulsioacuten se debe debilitar

neutralizar o destruir la sustancia emulsificante con el fin de que las gotas de

agua puedan unirse y precipitarse por gravedad Las instalaciones tiacutepicas

disponen de varios meacutetodos como son los que se especifica a continuacioacuten

Tratamiento quiacutemico

Tratamiento gravitacional

Tratamiento electrostaacutetico

Tratamiento teacutermico

251 TRATAMIENTO QUIacuteMICO

El tratamiento quiacutemico consiste en agregar a la emulsioacuten ciertas sustancias

quiacutemicas conocidas como ldquoagentes demulsificantesrdquo las cuales se concentran

para atacar la sustancia emulsificante y destruir la emulsioacuten Los demulsificantes

tienen tres acciones principales

1 Fuerte atraccioacuten hacia la interface aceite-agua ellos deben desplazar o

neutralizar a los emulsificadores presentes en la peliacutecula de la interfase

2 Floculacioacuten neutralizan las cargas eleacutectricas repulsivas entre las gotas

dispersas permitiendo el contacto de las mismas

3 Coalescencia permiten que pequentildeas gotas se unan a gotas maacutes grandes que

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

rodea y estabiliza las gotas sea rota

Los demulsificantes son insolubles con el agua pero solubles en aceite esto sirve

para que puedan dispersarse y alcancen las gotas de agua en la fase crudo-agua

2511 Rangos de dosificacioacuten

La dosificacioacuten en forma de choque no es muy recomendable se debe realizar en

forma continua en la relacioacuten determinada en campo o en pruebas de laboratorio

(pruebas de botella5 2512 Seleccioacuten del tipo de demulsificante ) Los rangos de

dosificacioacuten 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

dosificacioacuten que los crudos ligeros

El exceso de dosificacioacuten de demulsificante incrementa los costos de tratamiento

incrementa el aceite contenido en el agua de formacioacuten puede estabilizar aun maacutes

la emulsioacuten regular (WO) y puede producir emulsiones inversas (OW)

2512 Seleccioacuten del tipo de demulsificante

La seleccioacuten de demulsificante se realiza mediante pruebas empiacutericas llamadas

pruebas de botella cuyo meacutetodo es especificado en la norma API MPMS 104

Las teoriacuteas de coacutemo actuacutean los desemulsificantes estaacuten incompletas

Estas teoriacuteas fallan al pretender explicar el funcionamiento de los diferentes tipos

de compuestos quiacutemicos Sin embargo dos generalidades son vaacutelidas

Primero los desemulsificantes efectivos tienen alto peso molecular que son

comparables a los surfactantes naturales Segundo usados como emulsificadores

los desemulsificantes tienden a producir emulsiones inversas(ow)

Una teoriacutea tradicional acerca de coacutemo trabajan los desemulsificantes es que ellos

neutralizan a los agentes emulsificadores en otras palabras rompen las

emulsiones wo al tender en forma natural a formar emulsiones ow Otra

explicacioacuten es que los desemulsificantes hacen que la peliacutecula que rodea a la gota

de agua se vuelva muy riacutegida o se contraiga para finalmente romperse

Los productos quiacutemicos desemulsificantes pueden caracterizarse como sigue

Esteres son buenos deshidratadores provocan una asentamiento lento de

las gotas de agua pero al sobre dosificarse provocan emulsiones inversas

(ow)

Di-epoacutexicos son excelentes deshidratadores pero provocan un

asentamiento lento de las gotas de agua

Uretanos buenos deshidratadores provocan un asentamiento lento de las

gotas de agua

Resinas son buenos deshidratadores provocan un asentamiento raacutepido de

las gotas de agua dan un agua separada limpia

Polialquilenos pobres deshidratadores lento asentamiento de las gotas de

agua

Glicoles requiere mezclarse con otros para aplicarse

Sulfonatos buenos humectantes de soacutelidos y tiene capacidad para el

asentamiento de las gotas de agua sobre dosificaacutendose no causa

emulsiones inversas (ow) pero pueden causar la precipitacioacuten de

partiacuteculas de sulfuro de fierro en el agua separada

Poliesteraminas agentes de superficie activa violentos deshidratan en

bajas dosificaciones al sobredosificarse producen emulsiones inversas

(ow)

Oxialquilados buenos agentes humectantes son usados en mezclas

Poliaminas son lentos en el asentamiento de las gotas de agua

Alcanolaminas son raacutepidos en el asentamiento de las gotas de agua

Un soacutelo compuesto quiacutemico no puede proveer las tres acciones requeridas

anteriormente citadas por lo que los desemulsificantes comerciales son una

mezcla de varios desemulsificantes baacutesicos (30-60 ) maacutes la adicioacuten de solventes

adecuados tales como nafta aromaacutetica pesada benceno tolueno o alcohol

isopropiacutelico para obtener un liacutequido que fluya a la menor temperatura esperada

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

puedan difundirse raacutepidamente a traveacutes de la fase de aceite y alcancen las gotas

de agua

Por el contrario los desemulsificantes para emulsiones inversas ow son muy

solubles en agua Comuacutenmente son poliaminas cuaternarias de amonio de alto

peso molecular mezcladas con aluminio hierro o cloruro de zinc

Los desemulsificantes deben ser dosificados en forma continua en la relacioacuten

determinada por pruebas de botella yo pruebas de campo La dosificacioacuten en

forma de choque no es muy recomendable Los rangos de dosificacioacuten 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 dosificacioacuten que los crudos

ligeros El exceso de dosificacioacuten de desemulsificante incrementa los costos de

tratamiento incrementa el aceite contenido en la salmuera separada puede

estabilizar auacuten maacutes la emulsioacuten regular (aguaaceite) y puede producir emulsiones

inversas (aceiteagua)

Los desemulsificantes deben ser inyectados tan temprano como sea posible (en el

fondo o en la cabeza del pozo) Esto permite maacutes tiempo de contacto y puede

prevenir la formacioacuten de emulsioacuten corriente abajo

La inyeccioacuten de desemulsificante antes de una bomba asegura un adecuado

contacto con el crudo y minimiza la formacioacuten de emulsioacuten por la accioacuten de la

bomba

La seleccioacuten y preparacioacuten del tipo de desemulsificante debe coincidir con el

recipiente de tratamiento de la emulsioacuten Los tanque de lavado que tienen largo

tiempo de retencioacuten (8-24 horas) requieren desemulsificantes de accioacuten lenta Por

otro lado los tratadores-calentadores y las unidades electrostaacuteticas con corto

tiempo de retencioacuten (15-60 minutos) requieren desemulsificantes de accioacuten muy

raacutepida Problemas como precipitacioacuten de parafinas en climas friacuteos incremento de

soacutelidos por workovers y adicioacuten de compuestos quiacutemicos para estimulacioacuten de

pozos pueden requerir el cambio del desemulsificante de liacutenea

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

permitir su completa identificacioacuten seleccionar el desemulsificante maacutes adecuado

es un arte y una ciencia La seleccioacuten estaacute basada en pruebas empiacutericas de

descrito en el meacutetodo API MPMS 104 (1988)

Obviamente para el eacutexito de la prueba de botella se requiere de una buena

muestra de la emulsioacuten del sistema Para que una muestra sea buena debe reunir

las siguientes caracteriacutesticas

1 Debe ser representativa de la corriente

2 Debe ser un compuesto de la produccioacuten de los pozos individuales que estaacuten

alimentando al tratador

3 Contener cantidades representativas de los quiacutemicos presentes en el sistema

tales como inhibidores de corrosioacuten y parafinas

4 Debe ser fresca para evitar la estabilizacioacuten por envejecimiento de la emulsioacuten

El tratamiento quiacutemico en general ofrece las siguientes ventajas

1 La formacioacuten de las emulsiones puede ser completamente prevenida

dosificando los desemulsificantes desde una etapa temprana del tratamiento

2 La emulsioacuten puede ser rota en friacuteo reduciendo los costos de calentamiento de

la emulsioacuten y la peacuterdida de gravedad asociada con el calentamiento

Las desventajas del tratamiento quiacutemico son

1 Una sobredosificacioacuten puede producir nuevas emulsiones que son a menudo

maacutes difiacuteciles de romper que las emulsiones originales

2 No siempre es econoacutemico romper las emulsiones soacutelo con el tratamiento

quiacutemico generalmente es necesario el uso de energiacutea adicional como

calentamiento o electricidad para reducir los costos del tratamiento quiacutemico

252 TRATAMIENTO GRAVITACIONAL

El meacutetodo por asentamiento gravitacional que consiste en la demulsificacioacuten del

agua en el crudo mediante tiempo de retencioacuten y diferencia de densidades se lleva

a cabo en dos diferentes equipos Eliminadores de agua libre (FWKO) y Tanque

de lavado (Wash Tank) Los eliminadores de agua libre (FWKO) sirven para

remover grandes cantidades de agua no emulsionada en la corriente de los fluidos

que llega a la estacioacuten desde los pozos productores y se asientan faacutecilmente en

menos de 5-20 minutos Estos recipientes se encuentran disentildeados bajo la norma

ASME SECCTION VIII

div 1 y en su parte interna estaacute constituido por bafles para direccionar los fluidos

y platos de coalescencia para deshidratar el gas natural El petroacuteleo separado del

agua libre al contener un porcentaje de agua emulsionada que variacutea entre 1 a 30

de BSW (corte de agua) lo cual implica tratarlo en otro sistema que es el tanque

de lavado (Wash Tank) estos tanques operan con la mitad de agua (colchoacuten de

agua) y la otra parte es petroacuteleo El crudo emulsionado entra en la parte inferior a

una altura de 3 pies de lo cual implica que el agua llegue con el crudo y entre en

contacto con el agua del tanque de lavado con lo que se lleva a cabo la

coalescencia del agua mediante el flujo que se ve forzada por bafles internos de la

cual permite incrementar el tempo de retencioacuten Los tanques de lavado se

encuentran disentildeados bajo la norma API 650 El tratamiento quiacutemico el tiempo de

retencioacuten del tanque de lavado y la diferencia de densidades del petroacuteleo y la

emulsioacuten permite que el petroacuteleo ascienda en la parte superior a formar parte de

la zona del petroacuteleo deshidratado este proceso de deshidratacioacuten en el tanque de

lavado se lleva a cabo en un tiempo de residencia que puede estar entre 3 y 36

horas

253 TRATAMIENTO ELECTROSTAacuteTICO

Cuando el crudo cuya gravedad se encuentran por debajo de los 12deg API ya no

resulta rentable utilizar los tanques de lavado para su deshidratacioacuten debido a su

velocidad de asentamiento para estos casos es necesariamente utilizar el meacutetodo

de deshidratacioacuten electrostaacutetica Este meacutetodo se basa principalmente por el efecto

que produce un campo eleacutectrico en la velocidad de asentamiento de las partiacuteculas

de agua contenidas en la emulsioacuten

2531 Principio electrostaacutetico de coalescencia

Este principio se basa en la estructura de la moleacutecula de agua Esta moleacutecula

responde a un campo eleacutectrico por su configuracioacuten Las gotas de agua que se

encuentran dispersas en el petroacuteleo formando la emulsioacuten estas gotas de agua

en su forma natural son esfeacutericas y se encuentran en el estado maacutes bajo de

energiacutea libre Por lo tanto la gota no es dipolar en su estado natural Sin embargo

al aplicarse un campo eleacutectrico se hace dipolar En este caso la gota pasa de una

forma esfeacuterica a una elipsoidal Las cargas positivas se encuentran en un extremo

del elipsoide y las cargas negativas en el otro extremo Cuando se produce la

elongacioacuten para que la gota alcance la forma elipsoidal se afecta la peliacutecula

superficial de la gota haciendo que las gotas adyacentes de diferente polaridad

eleacutectrica se atraigan y choquen formando asiacute la coalescencia dando origen a una

gota maacutes grande que cae con mayor rapidez

2532 Caracteriacutesticas de un coalescedor electrostaacutetico

Un deshidratador electrostaacutetico estaacute dividido en 3 secciones Figura 27 La

primera seccioacuten ocupa aproximadamente el 50 de su longitud y es llamada

ldquoSeccioacuten de calentamientordquo La segunda seccioacuten es llamada ldquoSeccioacuten central o

control de nivelrdquo y esta ocupa por alrededor del 10 de su longitud ubicada

adyacente a la seccioacuten de calentamiento La tercera seccioacuten ocupa el 40 de la

longitud del deshidratador y es denominada ldquoSeccioacuten de asentamientordquo del agua

suspendida para producir crudo limpio Las parrillas de electrodos de alto voltaje

estaacuten localizadas en la parte superior del recipiente arriba de la interface agua

aceite

La velocidad de asentamiento por gravedad es muy lenta tal como se expone en

la Ley de Stokes Por ejemplo una gota de agua de 20 micras de diaacutemetro en un

crudo de 33 degAPI a 100 degF y una viscosidad de 65 cp se asienta a una velocidad

de 007 fthr

La moleacutecula de agua es polar (figura 24) por lo tanto un campo eleacutectrico

incrementa la coalescencia de las gotas dispersas en el aceite por dos

mecanismos que actuacutean simultaacuteneamente (Lucas R N 1976)

1 Sometidas a un campo electrostaacutetico las gotas de agua adquieren una carga

eleacutectrica neta

2 La distribucioacuten al azar de las gotas de agua en el seno del aceite al pasar por el

campo electrostaacutetico se alinean con su carga positiva orientada al electrodo

cargado (negativo)

254 TRATAMIENTO TEacuteRMICO

El tratamiento teacutermico constituye un meacutetodo efectivo y econoacutemico para la

deshidratacioacuten del petroacuteleo y en la mayoriacutea de los casos se utiliza para ayudar en

otros procesos Antes de aplicar la transferencia de calor es necesario separar el

agua libre y el gas con el fin de reducir la energiacutea que se debe aplicar para

calentar el petroacuteleo ya que se requiere 350 BTU para calentar un barril de agua

en 1ordmF y solamente se requiere 150 BTU para calentar un barril de crudo El

calentamiento ayuda al rompimiento de las emulsiones debido a que tiene los

siguientes efectos sobre ella

bull Dilata la peliacutecula superficial que rodea a las gotas de agua debilitaacutendola y

facilitaacutendola la coalescencia entre ellas

bull Origina y aumenta el movimiento de las moleacuteculas de agua produciendo

colisiones cada vez maacutes violentas que ayudan tambieacuten al rompimiento de la

peliacutecula superficial que rodea a la moleacutecula de agua

bull Aumenta la diferencia de densidades entre agua y petroacuteleo facilitando tambieacuten

el asentamiento de las gotas de agua

bull Reduce la tensioacuten superficial del agua facilitando la unioacuten de las gotas ya que

tienden a tomar una superficie coacutencava y a ofrecer mayor superficie de contacto

con el petroacuteleo

bull Reduce la viscosidad del petroacuteleo

La aplicacioacuten de calor para romper la emulsioacuten se puede hacer por medio de

intercambiadores de calor calentadores directos o indirectos y tratadores

teacutermicos

2541 Intercambiadores de Calor

Los intercambiadores de calor son dispositivos en los cuales cumplen una funcioacuten

especiacutefica tal como indica su nombre intercambiar calor entre dos fluidos que no

se mezclan En los procesos petroleros el disentildeo exclusivo de los

intercambiadores de calor es el de tubos y coraza debido a su amplio rango de

servicio y su alta resistencia a diversas condiciones de operacioacuten Normalmente la

transferencia de calor se produce por contacto directo del crudo emulsionado y del

fluido que proporcionaraacute calor usualmente el crudo pasa por los tubos y el fluido

de trabajo por la coraza esto ayuda a que exista un contacto total con turbulencia

del fluido de trabajo para quo no exista puntos muertos y que la transferencia de

calor sea maacutes eficiente Los intercambiadores de calor ademaacutes de ser eficientes

teacutermicamente su mantenimiento es faacutecil ya que uacutenicamente se lo realiza maacutes a

menudo al haz de tubos y los costos asociados a este son bajos

2542 Calentadores Directos

Este tipo de calentadores lleva a cabo la transferencia de calor por contacto

directo entre el crudo emulsionado y la superficie del calentador esto permite

manejar grandes voluacutemenes de fluido con un menor consumo de combustible Son

raacutepidos eficientes y de costo relativamente bajo La desventaja es que son

peligrosos a explosioacuten requieren de supervisioacuten constante y desperdician

productos livianos Su principal uso estaacute en calentar emulsiones no corrosivas que

esteacuten en baja presioacuten

2543 Calentadores Indirectos

Este tipo de calentadores la emulsioacuten fluye traveacutes de tubos sumergido en agua

donde la transferencia de calor se produce indirectamente por medio del agua que

estaacute alrededor del quemador y recibe de este el calor

Los calentadores indirectos presentan una ventaja de mantener la temperatura

constante y no presenta peligro de explosioacuten Como desventaja se puede notar

que requiere de varias horas para calentar despueacutes de un periacuteodo inactivo

Haciendo imposible tratar una emulsioacuten inmediatamente Sus capacidades son

aproximadamente de 2000 barriles de emulsioacuten por diacutea para un aumento de

temperatura de 100 ordmF

2544 Tratadores Teacutermicos

Los tratadores teacutermicos son equipos que combinan el proceso de calentamiento

con un sistema de coalescencia que ademaacutes de calentar el fluido se le da un

tiempo de retencioacuten para que se realice la separacioacuten de crudo y agua

emulsionada Son equipos que permiten desgasificar y drenar agua decantada La

norma API 5L recomienda el uso de estos equipos cuando el porcentaje de agua

emulsionada es menor o igual al 20 ademaacutes para una mejor eficiencia del

proceso de deshidratacioacuten es necesario determinar la temperatura a la cual el

crudo alcanza como miacutenimo una viscosidad de 150 SSU (25 ndash 30 Cp)

Tratamiento Mecaacutenico

Existen en la industria petrolera diversos procesos mecaacutenicos y fiacutesicos para

reducir el nivel de agua y sedimentos (AyS) del crudo producido a los liacutemites

establecidos entre operadoras y compradoras Antiguamente se contaban con

medios pocos desarrollados para realizar las labores de deshidratacioacuten de crudo

pero simultaacuteneamente con el desarrollo de la industria y con la consiguiente

necesidad de tratar el petroacuteleo producido se fueron desarrollando nuevas teacutecnicas

tendientes a lograr procesos de tratamiento con resultados tan satisfactorio como

fuera posible

Los principios en las cuales se basan para realizar la separacioacuten fiacutesica de vapor

liacutequidos o soacutelidos son el momentum oacute cantidad de movimiento la fuerza de

gravedad y la coalescencia como ya hemos mencionado Toda separacioacuten puede

emplear uno o maacutes de estos principios pero siempre las fases de los fluidos

deben ser inmiscibles y de diferentes densidades para que ocurra la separacioacuten

Dentro de esta gama de separadores mecaacutenicos se pueden mencionar por ser

los maacutes usados dentro de la industria petrolera los siguientes

A Separadores API

B Calentadores

C Despojadores de agua libre DAL

D Centrifugadores

E Platos Paralelos y Corrugados

En adelante se presentaraacuten algunos de los dispositivos de separacioacuten mecaacutenica

que se acaban de mencionar como lo son los separadores API y calentadores

dejando para capiacutetulos continuos la base teoacuterica de los otros restantes son los de

mayor intereacutes en esta investigacioacuten

A-Separadores API (Maston 1990)

Los separadores API son usados ampliamente en las refineriacuteas y son aceptados

generalmente como la norma en lo que a dispositivos de separacioacuten de

crudoagua se refiere Muchos autores dan recomendaciones de criterios de

disentildeo para estas unidades las cuales estaacuten compuestas de uno o maacutes canales

de flujo con una seccioacuten rectangular tanto horizontal como vertical Estos

recomiendan un ancho de canal de 6 a 20 ft (18 a 61 m) y una profundidad de 3 a

8 ft (091 a 244 m) Tambieacuten la relacioacuten anchoprofundidad esta restringida a

valores de 03 a 05 Modelos experimentales de separadores han mostrado bajas

eficiencias para relaciones anchoprofundidad por debajo de 02 El agua drenada

de los tanques fluye longitudinalmente a traveacutes de este canal mientras que las

gotas de crudo suben a la superficie para ser removidas

El criterio de disentildeo de los API (apeacutendice J) fue concebido para confirmar la

inherente suposicioacuten en este tipo de separadores crudoagua de que el mismo

criterio podriacutea ser aplicado a los DAL horizontales Este criterio incorpora un

disentildeo con diaacutemetro de gota de 0015 cm y asume que la velocidad de asenso

obedece a la ley de Stokes Las especificaciones de los separadores permiten que

las gotas de crudo lleguen a la superficie donde seraacuten removidas al final del

recorrido longitudinal El flujo es un factor intriacutenseco dentro de este criterio de

disentildeo el cual es un factor de compensacioacuten para cortocircuitos y turbulencia

necesaria

B-Calentadores

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

forma en que se aplica el calor

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

directo de la corriente alimentada con el calentador Aunque este tipo presenta

problemas de sedimentos y de corrosioacuten pueden manejar mayores voluacutemenes de

fluidos con menor gasto de combustible que los calentadores indirectos

Estos calentadores directos operan eficientemente en procesos operando en baja

presioacuten y donde los fluidos manejados no son muy corrosivos

El esquema tiacutepico de calentadores-tratadores directos tipo vertical y horizontal

se muestra en las figuras 27 y 28 respectivamente

El disentildeo normal de un tratador-calentador tipo vertical cumple las siguientes

funciones

1 Desgasificado de la emulsioacuten de entrada

2 Remocioacuten de arenas sedimentos y agua libre previo al calentamiento

3 Lavado con agua y calentamiento de la emulsioacuten

4 Coalescencia y asentamiento de las gotas de agua Coalescencia mecaacutenica

puede ser usada en eacutesta seccioacuten

El aceite deshidratado caliente puede ser usado para precalentar la emulsioacuten de

entrada usando un intercambiador de calor

Los calentadores-tratadores no son recomendables para remover grandes

cantidades de agua libre y eacutesta limitante llega a ser maacutes aguda en yacimientos

viejos con gran produccioacuten de agua congeacutenita En estos casos la instalacioacuten previa

de un DAL es una solucioacuten ideal

Las mismas funciones baacutesicas son previstas en un calentador directo tipo

horizontal como se muestra en la figura 29 La alimentacioacuten es parcialmente

desgasificada luego dirigida hacia la parte de abajo para la precipitacioacuten del agua

libre y la arena Despueacutes la alimentacioacuten es calentada y sufre una uacuteltima

desgasificacioacuten Posteriormente a traveacutes de un distribuidor pasa a un colector de

agua para finalmente pasar a la seccioacuten de coalescencia

Las partiacuteculas soacutelidas tales como arena escama productos de corrosioacuten se

depositaraacuten 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 alimentacioacuten

2 Bloquear la transferencia de calor y causar quemado del equipo de

calentamiento

3 Interferir los controles de nivel aacutenodos vaacutelvulas medidores y bombas

Asimismo pueden incrementar el crecimiento bacteriano y la velocidad de

corrosioacuten

Para prevenir la deposicioacuten de estos sedimentos se pueden instalar

hidrojets que operando a 30 psi por arriba de la presioacuten de operacioacuten del

calentador pueden remover los sedimentos para su drenado por la parte inferior

del recipiente

En los calentadores de tipo indirecto primero se calienta un fluido

Posteriormente a traveacutes de un intercambiador de calor el fluido de calentamiento

transfiere calor a la corriente de alimentacioacuten

En este tipo de calentadores disminuye el riesgo de explosioacuten y son utilizados en

instalaciones donde es posible recuperar calor tales como el gas caliente de

salida de las turbinas

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

ventajas

1 Reduce la viscosidad de la fase continua un incremento en la temperatura de

10degF baja la viscosidad de la emulsioacuten por un factor de 2

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

coalescencia

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

4 Promueve una mejor distribucioacuten del desemulsificante

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

Esto se logra manteniendo la temperatura del crudo por arriba de su punto de

nube

6 Debilita la peliacutecula de emulsificante que rodea a las gotas de agua

Sin embargo el calentamiento presenta las siguientes desventajas

1 Provoca la migracioacuten de los compuestos maacutes volaacutetiles del crudo hacia la fase

gaseosa Esta peacuterdida de ligeros en el crudo provoca una disminucioacuten de volumen

del crudo calentado (encogimiento) y una disminucioacuten en su gravedad API

2 Incrementa los costos de combustible

3 Incrementa los riesgos en las instalaciones

4 Requieren mayor instrumentacioacuten y control

5 Causa depoacutesitos de coke

PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN Y DESLADO DEL PETROacuteLEO CRUDO EN

REFINERIacuteA MADERO (PEMEX)

PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN DE LA ESTACIOacuteN DE PRODUCCION

CUYABENO-TRATAMIENTO QUIMICO

31 UBICACIOacuteN Y CONDICIONES DE OPERACIOacuteN

El aacuterea Cuyabeno tiene una estacioacuten de produccioacuten donde se procesa todo el

crudo agua y gas que producen los 21 pozos activos6 de los cuales 13 pozos

producen por bombeo hidraacuteulico (Power Oil BH) y 8 por bombeo electro

sumergible (BES) Este campo maneja actualmente una produccioacuten promedio de

8597 BPD de petroacuteleo de 258 degAPI 24911 BPD de agua de formacioacuten y 2322

MPCGD de gas asociado7 En la figura 31 se muestra la ubicacioacuten geograacutefica del

campo Cuyabeno

DESCRIPCIOacuteN DEL PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN

Luego de la etapa de separacioacuten la mezcla crudo-agua incluyendo el fluido

separado en el equipo trifaacutesico que se vuelve a unir a la descarga de los

separadores bifaacutesicos e ingresa a la bota desgasificadora donde se extrae el

remanente de gas en el fluido el cual es transferido a la tea de baja y por otro la

emulsioacuten crudo-agua a una presioacuten estimada de entre 20-18 psig sigue hacia el

tanque de lavado que tiene una capacidad en volumen de 18130 Bbls (H= 36

pies Oslash= 60 pies) el cual opera con un colchoacuten de agua promedio de 9 pies En

este recipiente por gravedad e inyeccioacuten de quiacutemicos principalmente el

demulsificante separa el crudo del agua El proceso de deshidratacioacuten actual

indica que el agua excedente del colchoacuten operativo (9 pies promedio) es utilizada

una parte para calentarla con un calentador artesanal usando un miacutenimo de gas

liberado desde los separadores de produccioacuten y prueba que pasan por tres

recipientes denominados depuradores o Scrubber tipo vertical donde se libera al

gas del contenido del liacutequido remanente que puede existir el agua caliente se

mezclaraacute con la emulsioacuten crudo-agua a la entrada del tanque de lavado con el fin

de facilitar la deshidratacioacuten a traveacutes de un equipo denominado Mezclador Estaacutetico

y el resto seraacute enviada al sistema de agua de reinyeccioacuten en el Anexo 7 se

muestra el Diagrama de tuberiacutea e Instrumentacioacuten (PG-CCY-M-002)

El equipo de calentamiento instalado es artesanal y por lo

mismo ineficiente en cuanto al gradiente de temperaturas obtenido (5-10degF)8 con

la que se obtiene una temperatura de crudo 112degF resultante de la mezcla no

recomendable para deshidratacioacuten En la figura 33 se muestra calentador de la

estacioacuten de Cuyabeno

331 TIPO DE QUIacuteMICOS INYECTADOS

El Campo Cuyabeno presenta para la deshidratacioacuten de crudo dos puntos

principales para la inyeccioacuten del quiacutemico como son el muacuteltiple de produccioacuten y

prueba como tambieacuten el ingreso a la bota desgasificadora en la Tabla 33 se

detallan los quiacutemicos inyectados como Demulsificante Antiparafiacutenico Dispersante

Soacutelidos Antiespumante ademaacutes en la tabla mencionada se presenta cantidades

inyectadas y costos de cada uno de los quiacutemicos9 Los productos demulsificantes

son utilizados para separar las moleacuteculas de crudo y agua emulsionadas con un

tiempo de contacto en el tanque de lavado para la determinacioacuten de la cantidad

de quiacutemico inyectado es necesario conocer el sistema de recoleccioacuten de crudo a

objeto de caracterizar las corrientes y determinar mediante anaacutelisis de laboratorio

el porcentaje de emulsioacuten tipo de emulsioacuten porcentaje de Agua libre y Gravedad

API (Normas ASTM D4007-2 Determinacioacuten de agua y sedimentos en crudo por

centrifugacioacuten y ASTM D287-92-2000 Determinacioacuten de la Gravedad API en

crudos y derivados Meacutetodo del Hidroacutemetro)

La parafina es una cera soacutelida del petroacuteleo de alto peso molecular (nuacutemero de

aacutetomos de carbonos presentes en el crudo mayor de 18 aacutetomos de carbonos)

tienen una temperatura de ablandamiento desde 60deg F a 215deg F

aproximadamente Dependiendo donde se presente el problema de precipitacioacuten

de parafina se debe seleccionar el punto de inyeccioacuten para separarlo En la

estacioacuten Cuyabeno se inyecta productos quiacutemicos antiparafiacutenico en el muacuteltiple de

produccioacuten

Los productos antiespumantes son utilizados en los crudos tendientes a formar

espuma a objeto de disiparla generalmente se inyectan en el muacuteltiple de

produccioacuten a cierta distancia del producto quiacutemico demulsificante o en la liacutenea de

entrada de los separadores bifaacutesicos o trifaacutesicos Estos productos son utilizados

cuando hay presencia de soacutelidos en el crudo estos soacutelidos estabilizan las

emulsiones y forman altas interfaces en los tanques de lavado lo que es negativo

para la deshidratacioacuten de crudo Los soacutelidos estaacuten impregnados de crudo que se

mantienen en suspensioacuten en la interface crudo-agua la funcioacuten de los

dispersantes de soacutelidos es cambiar la humectabilidad del soacutelido para que este

emigre de la fase acuosa y se separe Es importante conocer mediante anaacutelisis de

laboratorio en contenido de soacutelidos presentes en el crudo asiacute como el origen de

ello dependeraacute la seleccioacuten del producto quiacutemico dispersante Para la inyeccioacuten de

quiacutemicos se utilizan bombas en cumplimiento de la norma API STD 675 ldquoPositive

Displacement Pumps Controlledrdquo y tanques de fibra de vidrio reforzado de acuerdo

a API 12P ldquoSpecification for Fiberglass Reinforced Plastic Tanksrdquo incluyendo

ademaacutes las conexiones de proceso servicio e instrumentacioacuten hasta las vaacutelvulas

de bloqueo yo instrumento final para conectar al sistema de distribucioacuten En la

Figura 34 se observa la disposicioacuten del sistema de inyeccioacuten de quiacutemicos

drenaje laminar (flujo Reynolds) de la fase externa Este flujo estaacute regido por la

viscosidad y densidad de la fase continua Se trata de un proceso relativamente

lento para emulsiones de Slop muy pesados y viscosos A diferencia de este

descenso lento suave y uniforme del espesor de la peliacutecula eacutesta tambieacuten puede

adelgazarse en forma localizada y discontinuacutea de manera catastroacutefica Este

adelgazamiento localizado se debe a las ondulaciones de la superficie de la gota y

depende de las propiedades de la superficie especiacuteficamente de la viscosidad El

resultado final de este proceso de adelgazamiento es la creacioacuten de un orificio en

la peliacutecula estabilizante o la formacioacuten de una peliacutecula estable

TRATAMIENTO DE CRUDOS

El tratamiento de las emulsiones se realiza en dos etapas baacutesicas la

deshidratacioacuten donde el contenido de agua a 1 o 2 el desalado donde se

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

remanente

Deshidratacioacuten

En esta etapa se remueve el agua libre y las gotas de mayor tamantildeo Los agentes

quiacutemicos 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 emulsioacuten la temperatura del aceite a la entrada del sistema la volatilidad del

aceite y el costo de calentamiento Un diagrama del proceso de deshidratacioacuten se

presenta en la Fig VII4 Se incluyen

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

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 deshidratacioacuten donde el contenido de agua se reduce a 02-2 de

agua

Desalado

En esta segunda etapa el agua residual (02-2) y la salinidad asociada se

reduce mediante la adicioacuten de agua de baja salinidad De acuerdo con los

resultados de campo el volumen de agua de dilucioacuten es aproximadamente 2 oacute 3

veces el volumen de agua residual Sin embargo esta relacioacuten podraacute variar

considerando los siguientes factores

1) La salinidad del agua residual

2) El porcentaje de agua remanente despueacutes de la etapa de deshidratacioacuten

3) La salinidad del agua de dilucioacuten

4) Eficiencia del mezclado del agua de dilucioacuten con la emulsioacuten

5) Contenido de sal requerido al final del tratamiento

La deshidratacioacuten y desalado de crudos deben combinarse aunque no

siempre en la misma planta para mantener el agua y la sal dentro de

especificaciones Los valores maacuteximos generalmente aceptados son 10 de

agua y 100 LMB para manejarse en oleoductos y 01 de agua y 20 LMB para

refinacioacuten o exportacioacuten

DESHIDRATACIOacuteN DEL PETROacuteLEO

La Deshidratacioacuten del Petroacuteleo es el proceso mediante el cual se separa el agua

asociada con el petroacuteleo ya sea en forma emulsionada o libre hasta lograr reducir

su contenido a un porcentaje previamente especificado Generalmente este

porcentaje es igual o inferior al 1 de agua

241 FORMACIOacuteN DE EMULSIONES

Una emulsioacuten es una mezcla de dos liacutequidos inmiscibles es decir liacutequidos bajo

condiciones normales no se mezclan Uno de los liacutequidos se encuentra dispersado

dentro del otro en forma de gotas muy pequentildeas tal como se puede observar en

la Figura 25 pueden variar en tamantildeo desde partiacuteculas como 000001 mm En el

proceso de extraccioacuten de petroacuteleo la mezcla bifaacutesica petroacuteleo crudo y agua se

desplazan en un medio poroso a una velocidad del orden de 1 piediacutea lo que

significa que es insuficiente para que se forme una emulsioacuten

Sin embargo el arreglo de tuberiacuteas y accesorios (bombas equipos auxiliares

vaacutelvulas codos) producen una agitacioacuten suficiente para que el agua se mezcle

con el petroacuteleo y forme asiacute una emulsioacuten

Existen tres requisitos esenciales para formar una emulsioacuten WO (waacuteter and oil)

bull Dos liacutequidos inmiscibles como es el caso agua y petroacuteleo

bull Agitacioacuten suficiente para dispersar partiacuteculas de un liacutequido al otro

bull Un agente emulsionante para estabilizar gotas dispersas en la fase continuacutea

En los campos petroleros las emulsiones de agua en aceite (WO) son llamadas

emulsiones directas mientras que las emulsiones de aceite en agua (OW) son

llamadas emulsiones inversas Esta clasificacioacuten simple no siempre es adecuada

ya que emulsiones muacuteltiples o complejas (oWO oacute wOW) pueden tambieacuten

ocurrir

242 FACTORES DE INFLUENCIA EN LA FORMACIOacuteN DE EMULSIONES

2422 Agentes Emulsionantes

Los agentes emulsionantes son numerosos y pueden ser clasificados de la

siguiente manera

bull Compuestos naturales surfactantes tales como asfaltenos y resinas conteniendo

aacutecidos orgaacutenicos y bases aacutecidos nafteacutenicos aacutecidos carboxiacutelicos compuestos de

azufre fenoles cresoles y otros surfactantes naturales de alto peso molecular

bull Soacutelidos finamente divididos tales como arena arcilla lodos de perforacioacuten

fluidos para estimulacioacuten incrustaciones minerales productos de la corrosioacuten (por

ejemplo sulfuro de hierro oacutexidos) parafinas asfaltenos precipitados Los fluidos

para estimulacioacuten de pozos pueden contribuir a formar emulsiones muy estables

bull Quiacutemicos de produccioacuten antildeadidos tales como inhibidores de corrosioacuten biocidas

limpiadores surfactantes y agentes humectantes

2423 Fases de una emulsioacuten

En una emulsioacuten el liacutequido dispensado dentro de otro en forma de gotas

pequentildeas se conoce como la fase dispersada o fase interna El liacutequido que

circunda de las gotas dispersadas se conoce como la fase continua o fase

externa Una emulsioacuten de petroacuteleo y agua puede tener cualquiera de los liacutequidos

como fase dispersa dependiendo de las caracteriacutesticas del agente emulsificante

Pero la mayoriacutea de los casos es el agua la que estaacute dispersa en forma de gotas en

el petroacuteleo Las emulsiones pueden contener desde una traza hasta un 90 o maacutes

de agua Pueden ser finas oacute gruesas dependiendo de muchos factores que

incluyen las propiedades de los liacutequidos el porcentaje de cada uno y el tipo y la

cantidad de emulsificador presente

En raras ocasiones las emulsiones producidas en los campos son reversas o

invertidas es decir donde la fase dispersa es una gota de emulsioacuten petroacuteleo-agua

y la fase continua en petroacuteleo En la Figura 26 podemos estimar el porcentaje de

agua emulsionada contenida en el petroacuteleo

25 MEacuteTODOS DE TRATAMIENTO DE DESHIDRATACIOacuteN

La comercializacioacuten de petroacuteleo despueacutes de haber sido tratada debe cumplir

exigencias miacutenimas de calidad en cuanto a contenido de agua y sedimentos

(BSampW) y contenido de la sal (libras por mil barriles de petroacuteleo) En general las

refineriacuteas del no aceptan petroacuteleos crudos con valor BSampW superior al 1 o

contenidos de sal por encima de 15 libras por cada mil barriles de crudo Con el fin

de que el petroacuteleo cumpla con las condiciones de calidad es necesario tratar las

emulsiones para romperlas Para romper una emulsioacuten se debe debilitar

neutralizar o destruir la sustancia emulsificante con el fin de que las gotas de

agua puedan unirse y precipitarse por gravedad Las instalaciones tiacutepicas

disponen de varios meacutetodos como son los que se especifica a continuacioacuten

Tratamiento quiacutemico

Tratamiento gravitacional

Tratamiento electrostaacutetico

Tratamiento teacutermico

251 TRATAMIENTO QUIacuteMICO

El tratamiento quiacutemico consiste en agregar a la emulsioacuten ciertas sustancias

quiacutemicas conocidas como ldquoagentes demulsificantesrdquo las cuales se concentran

para atacar la sustancia emulsificante y destruir la emulsioacuten Los demulsificantes

tienen tres acciones principales

1 Fuerte atraccioacuten hacia la interface aceite-agua ellos deben desplazar o

neutralizar a los emulsificadores presentes en la peliacutecula de la interfase

2 Floculacioacuten neutralizan las cargas eleacutectricas repulsivas entre las gotas

dispersas permitiendo el contacto de las mismas

3 Coalescencia permiten que pequentildeas gotas se unan a gotas maacutes grandes que

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

rodea y estabiliza las gotas sea rota

Los demulsificantes son insolubles con el agua pero solubles en aceite esto sirve

para que puedan dispersarse y alcancen las gotas de agua en la fase crudo-agua

2511 Rangos de dosificacioacuten

La dosificacioacuten en forma de choque no es muy recomendable se debe realizar en

forma continua en la relacioacuten determinada en campo o en pruebas de laboratorio

(pruebas de botella5 2512 Seleccioacuten del tipo de demulsificante ) Los rangos de

dosificacioacuten 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

dosificacioacuten que los crudos ligeros

El exceso de dosificacioacuten de demulsificante incrementa los costos de tratamiento

incrementa el aceite contenido en el agua de formacioacuten puede estabilizar aun maacutes

la emulsioacuten regular (WO) y puede producir emulsiones inversas (OW)

2512 Seleccioacuten del tipo de demulsificante

La seleccioacuten de demulsificante se realiza mediante pruebas empiacutericas llamadas

pruebas de botella cuyo meacutetodo es especificado en la norma API MPMS 104

Las teoriacuteas de coacutemo actuacutean los desemulsificantes estaacuten incompletas

Estas teoriacuteas fallan al pretender explicar el funcionamiento de los diferentes tipos

de compuestos quiacutemicos Sin embargo dos generalidades son vaacutelidas

Primero los desemulsificantes efectivos tienen alto peso molecular que son

comparables a los surfactantes naturales Segundo usados como emulsificadores

los desemulsificantes tienden a producir emulsiones inversas(ow)

Una teoriacutea tradicional acerca de coacutemo trabajan los desemulsificantes es que ellos

neutralizan a los agentes emulsificadores en otras palabras rompen las

emulsiones wo al tender en forma natural a formar emulsiones ow Otra

explicacioacuten es que los desemulsificantes hacen que la peliacutecula que rodea a la gota

de agua se vuelva muy riacutegida o se contraiga para finalmente romperse

Los productos quiacutemicos desemulsificantes pueden caracterizarse como sigue

Esteres son buenos deshidratadores provocan una asentamiento lento de

las gotas de agua pero al sobre dosificarse provocan emulsiones inversas

(ow)

Di-epoacutexicos son excelentes deshidratadores pero provocan un

asentamiento lento de las gotas de agua

Uretanos buenos deshidratadores provocan un asentamiento lento de las

gotas de agua

Resinas son buenos deshidratadores provocan un asentamiento raacutepido de

las gotas de agua dan un agua separada limpia

Polialquilenos pobres deshidratadores lento asentamiento de las gotas de

agua

Glicoles requiere mezclarse con otros para aplicarse

Sulfonatos buenos humectantes de soacutelidos y tiene capacidad para el

asentamiento de las gotas de agua sobre dosificaacutendose no causa

emulsiones inversas (ow) pero pueden causar la precipitacioacuten de

partiacuteculas de sulfuro de fierro en el agua separada

Poliesteraminas agentes de superficie activa violentos deshidratan en

bajas dosificaciones al sobredosificarse producen emulsiones inversas

(ow)

Oxialquilados buenos agentes humectantes son usados en mezclas

Poliaminas son lentos en el asentamiento de las gotas de agua

Alcanolaminas son raacutepidos en el asentamiento de las gotas de agua

Un soacutelo compuesto quiacutemico no puede proveer las tres acciones requeridas

anteriormente citadas por lo que los desemulsificantes comerciales son una

mezcla de varios desemulsificantes baacutesicos (30-60 ) maacutes la adicioacuten de solventes

adecuados tales como nafta aromaacutetica pesada benceno tolueno o alcohol

isopropiacutelico para obtener un liacutequido que fluya a la menor temperatura esperada

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

puedan difundirse raacutepidamente a traveacutes de la fase de aceite y alcancen las gotas

de agua

Por el contrario los desemulsificantes para emulsiones inversas ow son muy

solubles en agua Comuacutenmente son poliaminas cuaternarias de amonio de alto

peso molecular mezcladas con aluminio hierro o cloruro de zinc

Los desemulsificantes deben ser dosificados en forma continua en la relacioacuten

determinada por pruebas de botella yo pruebas de campo La dosificacioacuten en

forma de choque no es muy recomendable Los rangos de dosificacioacuten 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 dosificacioacuten que los crudos

ligeros El exceso de dosificacioacuten de desemulsificante incrementa los costos de

tratamiento incrementa el aceite contenido en la salmuera separada puede

estabilizar auacuten maacutes la emulsioacuten regular (aguaaceite) y puede producir emulsiones

inversas (aceiteagua)

Los desemulsificantes deben ser inyectados tan temprano como sea posible (en el

fondo o en la cabeza del pozo) Esto permite maacutes tiempo de contacto y puede

prevenir la formacioacuten de emulsioacuten corriente abajo

La inyeccioacuten de desemulsificante antes de una bomba asegura un adecuado

contacto con el crudo y minimiza la formacioacuten de emulsioacuten por la accioacuten de la

bomba

La seleccioacuten y preparacioacuten del tipo de desemulsificante debe coincidir con el

recipiente de tratamiento de la emulsioacuten Los tanque de lavado que tienen largo

tiempo de retencioacuten (8-24 horas) requieren desemulsificantes de accioacuten lenta Por

otro lado los tratadores-calentadores y las unidades electrostaacuteticas con corto

tiempo de retencioacuten (15-60 minutos) requieren desemulsificantes de accioacuten muy

raacutepida Problemas como precipitacioacuten de parafinas en climas friacuteos incremento de

soacutelidos por workovers y adicioacuten de compuestos quiacutemicos para estimulacioacuten de

pozos pueden requerir el cambio del desemulsificante de liacutenea

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

permitir su completa identificacioacuten seleccionar el desemulsificante maacutes adecuado

es un arte y una ciencia La seleccioacuten estaacute basada en pruebas empiacutericas de

descrito en el meacutetodo API MPMS 104 (1988)

Obviamente para el eacutexito de la prueba de botella se requiere de una buena

muestra de la emulsioacuten del sistema Para que una muestra sea buena debe reunir

las siguientes caracteriacutesticas

1 Debe ser representativa de la corriente

2 Debe ser un compuesto de la produccioacuten de los pozos individuales que estaacuten

alimentando al tratador

3 Contener cantidades representativas de los quiacutemicos presentes en el sistema

tales como inhibidores de corrosioacuten y parafinas

4 Debe ser fresca para evitar la estabilizacioacuten por envejecimiento de la emulsioacuten

El tratamiento quiacutemico en general ofrece las siguientes ventajas

1 La formacioacuten de las emulsiones puede ser completamente prevenida

dosificando los desemulsificantes desde una etapa temprana del tratamiento

2 La emulsioacuten puede ser rota en friacuteo reduciendo los costos de calentamiento de

la emulsioacuten y la peacuterdida de gravedad asociada con el calentamiento

Las desventajas del tratamiento quiacutemico son

1 Una sobredosificacioacuten puede producir nuevas emulsiones que son a menudo

maacutes difiacuteciles de romper que las emulsiones originales

2 No siempre es econoacutemico romper las emulsiones soacutelo con el tratamiento

quiacutemico generalmente es necesario el uso de energiacutea adicional como

calentamiento o electricidad para reducir los costos del tratamiento quiacutemico

252 TRATAMIENTO GRAVITACIONAL

El meacutetodo por asentamiento gravitacional que consiste en la demulsificacioacuten del

agua en el crudo mediante tiempo de retencioacuten y diferencia de densidades se lleva

a cabo en dos diferentes equipos Eliminadores de agua libre (FWKO) y Tanque

de lavado (Wash Tank) Los eliminadores de agua libre (FWKO) sirven para

remover grandes cantidades de agua no emulsionada en la corriente de los fluidos

que llega a la estacioacuten desde los pozos productores y se asientan faacutecilmente en

menos de 5-20 minutos Estos recipientes se encuentran disentildeados bajo la norma

ASME SECCTION VIII

div 1 y en su parte interna estaacute constituido por bafles para direccionar los fluidos

y platos de coalescencia para deshidratar el gas natural El petroacuteleo separado del

agua libre al contener un porcentaje de agua emulsionada que variacutea entre 1 a 30

de BSW (corte de agua) lo cual implica tratarlo en otro sistema que es el tanque

de lavado (Wash Tank) estos tanques operan con la mitad de agua (colchoacuten de

agua) y la otra parte es petroacuteleo El crudo emulsionado entra en la parte inferior a

una altura de 3 pies de lo cual implica que el agua llegue con el crudo y entre en

contacto con el agua del tanque de lavado con lo que se lleva a cabo la

coalescencia del agua mediante el flujo que se ve forzada por bafles internos de la

cual permite incrementar el tempo de retencioacuten Los tanques de lavado se

encuentran disentildeados bajo la norma API 650 El tratamiento quiacutemico el tiempo de

retencioacuten del tanque de lavado y la diferencia de densidades del petroacuteleo y la

emulsioacuten permite que el petroacuteleo ascienda en la parte superior a formar parte de

la zona del petroacuteleo deshidratado este proceso de deshidratacioacuten en el tanque de

lavado se lleva a cabo en un tiempo de residencia que puede estar entre 3 y 36

horas

253 TRATAMIENTO ELECTROSTAacuteTICO

Cuando el crudo cuya gravedad se encuentran por debajo de los 12deg API ya no

resulta rentable utilizar los tanques de lavado para su deshidratacioacuten debido a su

velocidad de asentamiento para estos casos es necesariamente utilizar el meacutetodo

de deshidratacioacuten electrostaacutetica Este meacutetodo se basa principalmente por el efecto

que produce un campo eleacutectrico en la velocidad de asentamiento de las partiacuteculas

de agua contenidas en la emulsioacuten

2531 Principio electrostaacutetico de coalescencia

Este principio se basa en la estructura de la moleacutecula de agua Esta moleacutecula

responde a un campo eleacutectrico por su configuracioacuten Las gotas de agua que se

encuentran dispersas en el petroacuteleo formando la emulsioacuten estas gotas de agua

en su forma natural son esfeacutericas y se encuentran en el estado maacutes bajo de

energiacutea libre Por lo tanto la gota no es dipolar en su estado natural Sin embargo

al aplicarse un campo eleacutectrico se hace dipolar En este caso la gota pasa de una

forma esfeacuterica a una elipsoidal Las cargas positivas se encuentran en un extremo

del elipsoide y las cargas negativas en el otro extremo Cuando se produce la

elongacioacuten para que la gota alcance la forma elipsoidal se afecta la peliacutecula

superficial de la gota haciendo que las gotas adyacentes de diferente polaridad

eleacutectrica se atraigan y choquen formando asiacute la coalescencia dando origen a una

gota maacutes grande que cae con mayor rapidez

2532 Caracteriacutesticas de un coalescedor electrostaacutetico

Un deshidratador electrostaacutetico estaacute dividido en 3 secciones Figura 27 La

primera seccioacuten ocupa aproximadamente el 50 de su longitud y es llamada

ldquoSeccioacuten de calentamientordquo La segunda seccioacuten es llamada ldquoSeccioacuten central o

control de nivelrdquo y esta ocupa por alrededor del 10 de su longitud ubicada

adyacente a la seccioacuten de calentamiento La tercera seccioacuten ocupa el 40 de la

longitud del deshidratador y es denominada ldquoSeccioacuten de asentamientordquo del agua

suspendida para producir crudo limpio Las parrillas de electrodos de alto voltaje

estaacuten localizadas en la parte superior del recipiente arriba de la interface agua

aceite

La velocidad de asentamiento por gravedad es muy lenta tal como se expone en

la Ley de Stokes Por ejemplo una gota de agua de 20 micras de diaacutemetro en un

crudo de 33 degAPI a 100 degF y una viscosidad de 65 cp se asienta a una velocidad

de 007 fthr

La moleacutecula de agua es polar (figura 24) por lo tanto un campo eleacutectrico

incrementa la coalescencia de las gotas dispersas en el aceite por dos

mecanismos que actuacutean simultaacuteneamente (Lucas R N 1976)

1 Sometidas a un campo electrostaacutetico las gotas de agua adquieren una carga

eleacutectrica neta

2 La distribucioacuten al azar de las gotas de agua en el seno del aceite al pasar por el

campo electrostaacutetico se alinean con su carga positiva orientada al electrodo

cargado (negativo)

254 TRATAMIENTO TEacuteRMICO

El tratamiento teacutermico constituye un meacutetodo efectivo y econoacutemico para la

deshidratacioacuten del petroacuteleo y en la mayoriacutea de los casos se utiliza para ayudar en

otros procesos Antes de aplicar la transferencia de calor es necesario separar el

agua libre y el gas con el fin de reducir la energiacutea que se debe aplicar para

calentar el petroacuteleo ya que se requiere 350 BTU para calentar un barril de agua

en 1ordmF y solamente se requiere 150 BTU para calentar un barril de crudo El

calentamiento ayuda al rompimiento de las emulsiones debido a que tiene los

siguientes efectos sobre ella

bull Dilata la peliacutecula superficial que rodea a las gotas de agua debilitaacutendola y

facilitaacutendola la coalescencia entre ellas

bull Origina y aumenta el movimiento de las moleacuteculas de agua produciendo

colisiones cada vez maacutes violentas que ayudan tambieacuten al rompimiento de la

peliacutecula superficial que rodea a la moleacutecula de agua

bull Aumenta la diferencia de densidades entre agua y petroacuteleo facilitando tambieacuten

el asentamiento de las gotas de agua

bull Reduce la tensioacuten superficial del agua facilitando la unioacuten de las gotas ya que

tienden a tomar una superficie coacutencava y a ofrecer mayor superficie de contacto

con el petroacuteleo

bull Reduce la viscosidad del petroacuteleo

La aplicacioacuten de calor para romper la emulsioacuten se puede hacer por medio de

intercambiadores de calor calentadores directos o indirectos y tratadores

teacutermicos

2541 Intercambiadores de Calor

Los intercambiadores de calor son dispositivos en los cuales cumplen una funcioacuten

especiacutefica tal como indica su nombre intercambiar calor entre dos fluidos que no

se mezclan En los procesos petroleros el disentildeo exclusivo de los

intercambiadores de calor es el de tubos y coraza debido a su amplio rango de

servicio y su alta resistencia a diversas condiciones de operacioacuten Normalmente la

transferencia de calor se produce por contacto directo del crudo emulsionado y del

fluido que proporcionaraacute calor usualmente el crudo pasa por los tubos y el fluido

de trabajo por la coraza esto ayuda a que exista un contacto total con turbulencia

del fluido de trabajo para quo no exista puntos muertos y que la transferencia de

calor sea maacutes eficiente Los intercambiadores de calor ademaacutes de ser eficientes

teacutermicamente su mantenimiento es faacutecil ya que uacutenicamente se lo realiza maacutes a

menudo al haz de tubos y los costos asociados a este son bajos

2542 Calentadores Directos

Este tipo de calentadores lleva a cabo la transferencia de calor por contacto

directo entre el crudo emulsionado y la superficie del calentador esto permite

manejar grandes voluacutemenes de fluido con un menor consumo de combustible Son

raacutepidos eficientes y de costo relativamente bajo La desventaja es que son

peligrosos a explosioacuten requieren de supervisioacuten constante y desperdician

productos livianos Su principal uso estaacute en calentar emulsiones no corrosivas que

esteacuten en baja presioacuten

2543 Calentadores Indirectos

Este tipo de calentadores la emulsioacuten fluye traveacutes de tubos sumergido en agua

donde la transferencia de calor se produce indirectamente por medio del agua que

estaacute alrededor del quemador y recibe de este el calor

Los calentadores indirectos presentan una ventaja de mantener la temperatura

constante y no presenta peligro de explosioacuten Como desventaja se puede notar

que requiere de varias horas para calentar despueacutes de un periacuteodo inactivo

Haciendo imposible tratar una emulsioacuten inmediatamente Sus capacidades son

aproximadamente de 2000 barriles de emulsioacuten por diacutea para un aumento de

temperatura de 100 ordmF

2544 Tratadores Teacutermicos

Los tratadores teacutermicos son equipos que combinan el proceso de calentamiento

con un sistema de coalescencia que ademaacutes de calentar el fluido se le da un

tiempo de retencioacuten para que se realice la separacioacuten de crudo y agua

emulsionada Son equipos que permiten desgasificar y drenar agua decantada La

norma API 5L recomienda el uso de estos equipos cuando el porcentaje de agua

emulsionada es menor o igual al 20 ademaacutes para una mejor eficiencia del

proceso de deshidratacioacuten es necesario determinar la temperatura a la cual el

crudo alcanza como miacutenimo una viscosidad de 150 SSU (25 ndash 30 Cp)

Tratamiento Mecaacutenico

Existen en la industria petrolera diversos procesos mecaacutenicos y fiacutesicos para

reducir el nivel de agua y sedimentos (AyS) del crudo producido a los liacutemites

establecidos entre operadoras y compradoras Antiguamente se contaban con

medios pocos desarrollados para realizar las labores de deshidratacioacuten de crudo

pero simultaacuteneamente con el desarrollo de la industria y con la consiguiente

necesidad de tratar el petroacuteleo producido se fueron desarrollando nuevas teacutecnicas

tendientes a lograr procesos de tratamiento con resultados tan satisfactorio como

fuera posible

Los principios en las cuales se basan para realizar la separacioacuten fiacutesica de vapor

liacutequidos o soacutelidos son el momentum oacute cantidad de movimiento la fuerza de

gravedad y la coalescencia como ya hemos mencionado Toda separacioacuten puede

emplear uno o maacutes de estos principios pero siempre las fases de los fluidos

deben ser inmiscibles y de diferentes densidades para que ocurra la separacioacuten

Dentro de esta gama de separadores mecaacutenicos se pueden mencionar por ser

los maacutes usados dentro de la industria petrolera los siguientes

A Separadores API

B Calentadores

C Despojadores de agua libre DAL

D Centrifugadores

E Platos Paralelos y Corrugados

En adelante se presentaraacuten algunos de los dispositivos de separacioacuten mecaacutenica

que se acaban de mencionar como lo son los separadores API y calentadores

dejando para capiacutetulos continuos la base teoacuterica de los otros restantes son los de

mayor intereacutes en esta investigacioacuten

A-Separadores API (Maston 1990)

Los separadores API son usados ampliamente en las refineriacuteas y son aceptados

generalmente como la norma en lo que a dispositivos de separacioacuten de

crudoagua se refiere Muchos autores dan recomendaciones de criterios de

disentildeo para estas unidades las cuales estaacuten compuestas de uno o maacutes canales

de flujo con una seccioacuten rectangular tanto horizontal como vertical Estos

recomiendan un ancho de canal de 6 a 20 ft (18 a 61 m) y una profundidad de 3 a

8 ft (091 a 244 m) Tambieacuten la relacioacuten anchoprofundidad esta restringida a

valores de 03 a 05 Modelos experimentales de separadores han mostrado bajas

eficiencias para relaciones anchoprofundidad por debajo de 02 El agua drenada

de los tanques fluye longitudinalmente a traveacutes de este canal mientras que las

gotas de crudo suben a la superficie para ser removidas

El criterio de disentildeo de los API (apeacutendice J) fue concebido para confirmar la

inherente suposicioacuten en este tipo de separadores crudoagua de que el mismo

criterio podriacutea ser aplicado a los DAL horizontales Este criterio incorpora un

disentildeo con diaacutemetro de gota de 0015 cm y asume que la velocidad de asenso

obedece a la ley de Stokes Las especificaciones de los separadores permiten que

las gotas de crudo lleguen a la superficie donde seraacuten removidas al final del

recorrido longitudinal El flujo es un factor intriacutenseco dentro de este criterio de

disentildeo el cual es un factor de compensacioacuten para cortocircuitos y turbulencia

necesaria

B-Calentadores

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

forma en que se aplica el calor

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

directo de la corriente alimentada con el calentador Aunque este tipo presenta

problemas de sedimentos y de corrosioacuten pueden manejar mayores voluacutemenes de

fluidos con menor gasto de combustible que los calentadores indirectos

Estos calentadores directos operan eficientemente en procesos operando en baja

presioacuten y donde los fluidos manejados no son muy corrosivos

El esquema tiacutepico de calentadores-tratadores directos tipo vertical y horizontal

se muestra en las figuras 27 y 28 respectivamente

El disentildeo normal de un tratador-calentador tipo vertical cumple las siguientes

funciones

1 Desgasificado de la emulsioacuten de entrada

2 Remocioacuten de arenas sedimentos y agua libre previo al calentamiento

3 Lavado con agua y calentamiento de la emulsioacuten

4 Coalescencia y asentamiento de las gotas de agua Coalescencia mecaacutenica

puede ser usada en eacutesta seccioacuten

El aceite deshidratado caliente puede ser usado para precalentar la emulsioacuten de

entrada usando un intercambiador de calor

Los calentadores-tratadores no son recomendables para remover grandes

cantidades de agua libre y eacutesta limitante llega a ser maacutes aguda en yacimientos

viejos con gran produccioacuten de agua congeacutenita En estos casos la instalacioacuten previa

de un DAL es una solucioacuten ideal

Las mismas funciones baacutesicas son previstas en un calentador directo tipo

horizontal como se muestra en la figura 29 La alimentacioacuten es parcialmente

desgasificada luego dirigida hacia la parte de abajo para la precipitacioacuten del agua

libre y la arena Despueacutes la alimentacioacuten es calentada y sufre una uacuteltima

desgasificacioacuten Posteriormente a traveacutes de un distribuidor pasa a un colector de

agua para finalmente pasar a la seccioacuten de coalescencia

Las partiacuteculas soacutelidas tales como arena escama productos de corrosioacuten se

depositaraacuten 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 alimentacioacuten

2 Bloquear la transferencia de calor y causar quemado del equipo de

calentamiento

3 Interferir los controles de nivel aacutenodos vaacutelvulas medidores y bombas

Asimismo pueden incrementar el crecimiento bacteriano y la velocidad de

corrosioacuten

Para prevenir la deposicioacuten de estos sedimentos se pueden instalar

hidrojets que operando a 30 psi por arriba de la presioacuten de operacioacuten del

calentador pueden remover los sedimentos para su drenado por la parte inferior

del recipiente

En los calentadores de tipo indirecto primero se calienta un fluido

Posteriormente a traveacutes de un intercambiador de calor el fluido de calentamiento

transfiere calor a la corriente de alimentacioacuten

En este tipo de calentadores disminuye el riesgo de explosioacuten y son utilizados en

instalaciones donde es posible recuperar calor tales como el gas caliente de

salida de las turbinas

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

ventajas

1 Reduce la viscosidad de la fase continua un incremento en la temperatura de

10degF baja la viscosidad de la emulsioacuten por un factor de 2

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

coalescencia

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

4 Promueve una mejor distribucioacuten del desemulsificante

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

Esto se logra manteniendo la temperatura del crudo por arriba de su punto de

nube

6 Debilita la peliacutecula de emulsificante que rodea a las gotas de agua

Sin embargo el calentamiento presenta las siguientes desventajas

1 Provoca la migracioacuten de los compuestos maacutes volaacutetiles del crudo hacia la fase

gaseosa Esta peacuterdida de ligeros en el crudo provoca una disminucioacuten de volumen

del crudo calentado (encogimiento) y una disminucioacuten en su gravedad API

2 Incrementa los costos de combustible

3 Incrementa los riesgos en las instalaciones

4 Requieren mayor instrumentacioacuten y control

5 Causa depoacutesitos de coke

PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN Y DESLADO DEL PETROacuteLEO CRUDO EN

REFINERIacuteA MADERO (PEMEX)

PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN DE LA ESTACIOacuteN DE PRODUCCION

CUYABENO-TRATAMIENTO QUIMICO

31 UBICACIOacuteN Y CONDICIONES DE OPERACIOacuteN

El aacuterea Cuyabeno tiene una estacioacuten de produccioacuten donde se procesa todo el

crudo agua y gas que producen los 21 pozos activos6 de los cuales 13 pozos

producen por bombeo hidraacuteulico (Power Oil BH) y 8 por bombeo electro

sumergible (BES) Este campo maneja actualmente una produccioacuten promedio de

8597 BPD de petroacuteleo de 258 degAPI 24911 BPD de agua de formacioacuten y 2322

MPCGD de gas asociado7 En la figura 31 se muestra la ubicacioacuten geograacutefica del

campo Cuyabeno

DESCRIPCIOacuteN DEL PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN

Luego de la etapa de separacioacuten la mezcla crudo-agua incluyendo el fluido

separado en el equipo trifaacutesico que se vuelve a unir a la descarga de los

separadores bifaacutesicos e ingresa a la bota desgasificadora donde se extrae el

remanente de gas en el fluido el cual es transferido a la tea de baja y por otro la

emulsioacuten crudo-agua a una presioacuten estimada de entre 20-18 psig sigue hacia el

tanque de lavado que tiene una capacidad en volumen de 18130 Bbls (H= 36

pies Oslash= 60 pies) el cual opera con un colchoacuten de agua promedio de 9 pies En

este recipiente por gravedad e inyeccioacuten de quiacutemicos principalmente el

demulsificante separa el crudo del agua El proceso de deshidratacioacuten actual

indica que el agua excedente del colchoacuten operativo (9 pies promedio) es utilizada

una parte para calentarla con un calentador artesanal usando un miacutenimo de gas

liberado desde los separadores de produccioacuten y prueba que pasan por tres

recipientes denominados depuradores o Scrubber tipo vertical donde se libera al

gas del contenido del liacutequido remanente que puede existir el agua caliente se

mezclaraacute con la emulsioacuten crudo-agua a la entrada del tanque de lavado con el fin

de facilitar la deshidratacioacuten a traveacutes de un equipo denominado Mezclador Estaacutetico

y el resto seraacute enviada al sistema de agua de reinyeccioacuten en el Anexo 7 se

muestra el Diagrama de tuberiacutea e Instrumentacioacuten (PG-CCY-M-002)

El equipo de calentamiento instalado es artesanal y por lo

mismo ineficiente en cuanto al gradiente de temperaturas obtenido (5-10degF)8 con

la que se obtiene una temperatura de crudo 112degF resultante de la mezcla no

recomendable para deshidratacioacuten En la figura 33 se muestra calentador de la

estacioacuten de Cuyabeno

331 TIPO DE QUIacuteMICOS INYECTADOS

El Campo Cuyabeno presenta para la deshidratacioacuten de crudo dos puntos

principales para la inyeccioacuten del quiacutemico como son el muacuteltiple de produccioacuten y

prueba como tambieacuten el ingreso a la bota desgasificadora en la Tabla 33 se

detallan los quiacutemicos inyectados como Demulsificante Antiparafiacutenico Dispersante

Soacutelidos Antiespumante ademaacutes en la tabla mencionada se presenta cantidades

inyectadas y costos de cada uno de los quiacutemicos9 Los productos demulsificantes

son utilizados para separar las moleacuteculas de crudo y agua emulsionadas con un

tiempo de contacto en el tanque de lavado para la determinacioacuten de la cantidad

de quiacutemico inyectado es necesario conocer el sistema de recoleccioacuten de crudo a

objeto de caracterizar las corrientes y determinar mediante anaacutelisis de laboratorio

el porcentaje de emulsioacuten tipo de emulsioacuten porcentaje de Agua libre y Gravedad

API (Normas ASTM D4007-2 Determinacioacuten de agua y sedimentos en crudo por

centrifugacioacuten y ASTM D287-92-2000 Determinacioacuten de la Gravedad API en

crudos y derivados Meacutetodo del Hidroacutemetro)

La parafina es una cera soacutelida del petroacuteleo de alto peso molecular (nuacutemero de

aacutetomos de carbonos presentes en el crudo mayor de 18 aacutetomos de carbonos)

tienen una temperatura de ablandamiento desde 60deg F a 215deg F

aproximadamente Dependiendo donde se presente el problema de precipitacioacuten

de parafina se debe seleccionar el punto de inyeccioacuten para separarlo En la

estacioacuten Cuyabeno se inyecta productos quiacutemicos antiparafiacutenico en el muacuteltiple de

produccioacuten

Los productos antiespumantes son utilizados en los crudos tendientes a formar

espuma a objeto de disiparla generalmente se inyectan en el muacuteltiple de

produccioacuten a cierta distancia del producto quiacutemico demulsificante o en la liacutenea de

entrada de los separadores bifaacutesicos o trifaacutesicos Estos productos son utilizados

cuando hay presencia de soacutelidos en el crudo estos soacutelidos estabilizan las

emulsiones y forman altas interfaces en los tanques de lavado lo que es negativo

para la deshidratacioacuten de crudo Los soacutelidos estaacuten impregnados de crudo que se

mantienen en suspensioacuten en la interface crudo-agua la funcioacuten de los

dispersantes de soacutelidos es cambiar la humectabilidad del soacutelido para que este

emigre de la fase acuosa y se separe Es importante conocer mediante anaacutelisis de

laboratorio en contenido de soacutelidos presentes en el crudo asiacute como el origen de

ello dependeraacute la seleccioacuten del producto quiacutemico dispersante Para la inyeccioacuten de

quiacutemicos se utilizan bombas en cumplimiento de la norma API STD 675 ldquoPositive

Displacement Pumps Controlledrdquo y tanques de fibra de vidrio reforzado de acuerdo

a API 12P ldquoSpecification for Fiberglass Reinforced Plastic Tanksrdquo incluyendo

ademaacutes las conexiones de proceso servicio e instrumentacioacuten hasta las vaacutelvulas

de bloqueo yo instrumento final para conectar al sistema de distribucioacuten En la

Figura 34 se observa la disposicioacuten del sistema de inyeccioacuten de quiacutemicos

d) Unidad de deshidratacioacuten donde el contenido de agua se reduce a 02-2 de

agua

Desalado

En esta segunda etapa el agua residual (02-2) y la salinidad asociada se

reduce mediante la adicioacuten de agua de baja salinidad De acuerdo con los

resultados de campo el volumen de agua de dilucioacuten es aproximadamente 2 oacute 3

veces el volumen de agua residual Sin embargo esta relacioacuten podraacute variar

considerando los siguientes factores

1) La salinidad del agua residual

2) El porcentaje de agua remanente despueacutes de la etapa de deshidratacioacuten

3) La salinidad del agua de dilucioacuten

4) Eficiencia del mezclado del agua de dilucioacuten con la emulsioacuten

5) Contenido de sal requerido al final del tratamiento

La deshidratacioacuten y desalado de crudos deben combinarse aunque no

siempre en la misma planta para mantener el agua y la sal dentro de

especificaciones Los valores maacuteximos generalmente aceptados son 10 de

agua y 100 LMB para manejarse en oleoductos y 01 de agua y 20 LMB para

refinacioacuten o exportacioacuten

DESHIDRATACIOacuteN DEL PETROacuteLEO

La Deshidratacioacuten del Petroacuteleo es el proceso mediante el cual se separa el agua

asociada con el petroacuteleo ya sea en forma emulsionada o libre hasta lograr reducir

su contenido a un porcentaje previamente especificado Generalmente este

porcentaje es igual o inferior al 1 de agua

241 FORMACIOacuteN DE EMULSIONES

Una emulsioacuten es una mezcla de dos liacutequidos inmiscibles es decir liacutequidos bajo

condiciones normales no se mezclan Uno de los liacutequidos se encuentra dispersado

dentro del otro en forma de gotas muy pequentildeas tal como se puede observar en

la Figura 25 pueden variar en tamantildeo desde partiacuteculas como 000001 mm En el

proceso de extraccioacuten de petroacuteleo la mezcla bifaacutesica petroacuteleo crudo y agua se

desplazan en un medio poroso a una velocidad del orden de 1 piediacutea lo que

significa que es insuficiente para que se forme una emulsioacuten

Sin embargo el arreglo de tuberiacuteas y accesorios (bombas equipos auxiliares

vaacutelvulas codos) producen una agitacioacuten suficiente para que el agua se mezcle

con el petroacuteleo y forme asiacute una emulsioacuten

Existen tres requisitos esenciales para formar una emulsioacuten WO (waacuteter and oil)

bull Dos liacutequidos inmiscibles como es el caso agua y petroacuteleo

bull Agitacioacuten suficiente para dispersar partiacuteculas de un liacutequido al otro

bull Un agente emulsionante para estabilizar gotas dispersas en la fase continuacutea

En los campos petroleros las emulsiones de agua en aceite (WO) son llamadas

emulsiones directas mientras que las emulsiones de aceite en agua (OW) son

llamadas emulsiones inversas Esta clasificacioacuten simple no siempre es adecuada

ya que emulsiones muacuteltiples o complejas (oWO oacute wOW) pueden tambieacuten

ocurrir

242 FACTORES DE INFLUENCIA EN LA FORMACIOacuteN DE EMULSIONES

2422 Agentes Emulsionantes

Los agentes emulsionantes son numerosos y pueden ser clasificados de la

siguiente manera

bull Compuestos naturales surfactantes tales como asfaltenos y resinas conteniendo

aacutecidos orgaacutenicos y bases aacutecidos nafteacutenicos aacutecidos carboxiacutelicos compuestos de

azufre fenoles cresoles y otros surfactantes naturales de alto peso molecular

bull Soacutelidos finamente divididos tales como arena arcilla lodos de perforacioacuten

fluidos para estimulacioacuten incrustaciones minerales productos de la corrosioacuten (por

ejemplo sulfuro de hierro oacutexidos) parafinas asfaltenos precipitados Los fluidos

para estimulacioacuten de pozos pueden contribuir a formar emulsiones muy estables

bull Quiacutemicos de produccioacuten antildeadidos tales como inhibidores de corrosioacuten biocidas

limpiadores surfactantes y agentes humectantes

2423 Fases de una emulsioacuten

En una emulsioacuten el liacutequido dispensado dentro de otro en forma de gotas

pequentildeas se conoce como la fase dispersada o fase interna El liacutequido que

circunda de las gotas dispersadas se conoce como la fase continua o fase

externa Una emulsioacuten de petroacuteleo y agua puede tener cualquiera de los liacutequidos

como fase dispersa dependiendo de las caracteriacutesticas del agente emulsificante

Pero la mayoriacutea de los casos es el agua la que estaacute dispersa en forma de gotas en

el petroacuteleo Las emulsiones pueden contener desde una traza hasta un 90 o maacutes

de agua Pueden ser finas oacute gruesas dependiendo de muchos factores que

incluyen las propiedades de los liacutequidos el porcentaje de cada uno y el tipo y la

cantidad de emulsificador presente

En raras ocasiones las emulsiones producidas en los campos son reversas o

invertidas es decir donde la fase dispersa es una gota de emulsioacuten petroacuteleo-agua

y la fase continua en petroacuteleo En la Figura 26 podemos estimar el porcentaje de

agua emulsionada contenida en el petroacuteleo

25 MEacuteTODOS DE TRATAMIENTO DE DESHIDRATACIOacuteN

La comercializacioacuten de petroacuteleo despueacutes de haber sido tratada debe cumplir

exigencias miacutenimas de calidad en cuanto a contenido de agua y sedimentos

(BSampW) y contenido de la sal (libras por mil barriles de petroacuteleo) En general las

refineriacuteas del no aceptan petroacuteleos crudos con valor BSampW superior al 1 o

contenidos de sal por encima de 15 libras por cada mil barriles de crudo Con el fin

de que el petroacuteleo cumpla con las condiciones de calidad es necesario tratar las

emulsiones para romperlas Para romper una emulsioacuten se debe debilitar

neutralizar o destruir la sustancia emulsificante con el fin de que las gotas de

agua puedan unirse y precipitarse por gravedad Las instalaciones tiacutepicas

disponen de varios meacutetodos como son los que se especifica a continuacioacuten

Tratamiento quiacutemico

Tratamiento gravitacional

Tratamiento electrostaacutetico

Tratamiento teacutermico

251 TRATAMIENTO QUIacuteMICO

El tratamiento quiacutemico consiste en agregar a la emulsioacuten ciertas sustancias

quiacutemicas conocidas como ldquoagentes demulsificantesrdquo las cuales se concentran

para atacar la sustancia emulsificante y destruir la emulsioacuten Los demulsificantes

tienen tres acciones principales

1 Fuerte atraccioacuten hacia la interface aceite-agua ellos deben desplazar o

neutralizar a los emulsificadores presentes en la peliacutecula de la interfase

2 Floculacioacuten neutralizan las cargas eleacutectricas repulsivas entre las gotas

dispersas permitiendo el contacto de las mismas

3 Coalescencia permiten que pequentildeas gotas se unan a gotas maacutes grandes que

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

rodea y estabiliza las gotas sea rota

Los demulsificantes son insolubles con el agua pero solubles en aceite esto sirve

para que puedan dispersarse y alcancen las gotas de agua en la fase crudo-agua

2511 Rangos de dosificacioacuten

La dosificacioacuten en forma de choque no es muy recomendable se debe realizar en

forma continua en la relacioacuten determinada en campo o en pruebas de laboratorio

(pruebas de botella5 2512 Seleccioacuten del tipo de demulsificante ) Los rangos de

dosificacioacuten 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

dosificacioacuten que los crudos ligeros

El exceso de dosificacioacuten de demulsificante incrementa los costos de tratamiento

incrementa el aceite contenido en el agua de formacioacuten puede estabilizar aun maacutes

la emulsioacuten regular (WO) y puede producir emulsiones inversas (OW)

2512 Seleccioacuten del tipo de demulsificante

La seleccioacuten de demulsificante se realiza mediante pruebas empiacutericas llamadas

pruebas de botella cuyo meacutetodo es especificado en la norma API MPMS 104

Las teoriacuteas de coacutemo actuacutean los desemulsificantes estaacuten incompletas

Estas teoriacuteas fallan al pretender explicar el funcionamiento de los diferentes tipos

de compuestos quiacutemicos Sin embargo dos generalidades son vaacutelidas

Primero los desemulsificantes efectivos tienen alto peso molecular que son

comparables a los surfactantes naturales Segundo usados como emulsificadores

los desemulsificantes tienden a producir emulsiones inversas(ow)

Una teoriacutea tradicional acerca de coacutemo trabajan los desemulsificantes es que ellos

neutralizan a los agentes emulsificadores en otras palabras rompen las

emulsiones wo al tender en forma natural a formar emulsiones ow Otra

explicacioacuten es que los desemulsificantes hacen que la peliacutecula que rodea a la gota

de agua se vuelva muy riacutegida o se contraiga para finalmente romperse

Los productos quiacutemicos desemulsificantes pueden caracterizarse como sigue

Esteres son buenos deshidratadores provocan una asentamiento lento de

las gotas de agua pero al sobre dosificarse provocan emulsiones inversas

(ow)

Di-epoacutexicos son excelentes deshidratadores pero provocan un

asentamiento lento de las gotas de agua

Uretanos buenos deshidratadores provocan un asentamiento lento de las

gotas de agua

Resinas son buenos deshidratadores provocan un asentamiento raacutepido de

las gotas de agua dan un agua separada limpia

Polialquilenos pobres deshidratadores lento asentamiento de las gotas de

agua

Glicoles requiere mezclarse con otros para aplicarse

Sulfonatos buenos humectantes de soacutelidos y tiene capacidad para el

asentamiento de las gotas de agua sobre dosificaacutendose no causa

emulsiones inversas (ow) pero pueden causar la precipitacioacuten de

partiacuteculas de sulfuro de fierro en el agua separada

Poliesteraminas agentes de superficie activa violentos deshidratan en

bajas dosificaciones al sobredosificarse producen emulsiones inversas

(ow)

Oxialquilados buenos agentes humectantes son usados en mezclas

Poliaminas son lentos en el asentamiento de las gotas de agua

Alcanolaminas son raacutepidos en el asentamiento de las gotas de agua

Un soacutelo compuesto quiacutemico no puede proveer las tres acciones requeridas

anteriormente citadas por lo que los desemulsificantes comerciales son una

mezcla de varios desemulsificantes baacutesicos (30-60 ) maacutes la adicioacuten de solventes

adecuados tales como nafta aromaacutetica pesada benceno tolueno o alcohol

isopropiacutelico para obtener un liacutequido que fluya a la menor temperatura esperada

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

puedan difundirse raacutepidamente a traveacutes de la fase de aceite y alcancen las gotas

de agua

Por el contrario los desemulsificantes para emulsiones inversas ow son muy

solubles en agua Comuacutenmente son poliaminas cuaternarias de amonio de alto

peso molecular mezcladas con aluminio hierro o cloruro de zinc

Los desemulsificantes deben ser dosificados en forma continua en la relacioacuten

determinada por pruebas de botella yo pruebas de campo La dosificacioacuten en

forma de choque no es muy recomendable Los rangos de dosificacioacuten 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 dosificacioacuten que los crudos

ligeros El exceso de dosificacioacuten de desemulsificante incrementa los costos de

tratamiento incrementa el aceite contenido en la salmuera separada puede

estabilizar auacuten maacutes la emulsioacuten regular (aguaaceite) y puede producir emulsiones

inversas (aceiteagua)

Los desemulsificantes deben ser inyectados tan temprano como sea posible (en el

fondo o en la cabeza del pozo) Esto permite maacutes tiempo de contacto y puede

prevenir la formacioacuten de emulsioacuten corriente abajo

La inyeccioacuten de desemulsificante antes de una bomba asegura un adecuado

contacto con el crudo y minimiza la formacioacuten de emulsioacuten por la accioacuten de la

bomba

La seleccioacuten y preparacioacuten del tipo de desemulsificante debe coincidir con el

recipiente de tratamiento de la emulsioacuten Los tanque de lavado que tienen largo

tiempo de retencioacuten (8-24 horas) requieren desemulsificantes de accioacuten lenta Por

otro lado los tratadores-calentadores y las unidades electrostaacuteticas con corto

tiempo de retencioacuten (15-60 minutos) requieren desemulsificantes de accioacuten muy

raacutepida Problemas como precipitacioacuten de parafinas en climas friacuteos incremento de

soacutelidos por workovers y adicioacuten de compuestos quiacutemicos para estimulacioacuten de

pozos pueden requerir el cambio del desemulsificante de liacutenea

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

permitir su completa identificacioacuten seleccionar el desemulsificante maacutes adecuado

es un arte y una ciencia La seleccioacuten estaacute basada en pruebas empiacutericas de

descrito en el meacutetodo API MPMS 104 (1988)

Obviamente para el eacutexito de la prueba de botella se requiere de una buena

muestra de la emulsioacuten del sistema Para que una muestra sea buena debe reunir

las siguientes caracteriacutesticas

1 Debe ser representativa de la corriente

2 Debe ser un compuesto de la produccioacuten de los pozos individuales que estaacuten

alimentando al tratador

3 Contener cantidades representativas de los quiacutemicos presentes en el sistema

tales como inhibidores de corrosioacuten y parafinas

4 Debe ser fresca para evitar la estabilizacioacuten por envejecimiento de la emulsioacuten

El tratamiento quiacutemico en general ofrece las siguientes ventajas

1 La formacioacuten de las emulsiones puede ser completamente prevenida

dosificando los desemulsificantes desde una etapa temprana del tratamiento

2 La emulsioacuten puede ser rota en friacuteo reduciendo los costos de calentamiento de

la emulsioacuten y la peacuterdida de gravedad asociada con el calentamiento

Las desventajas del tratamiento quiacutemico son

1 Una sobredosificacioacuten puede producir nuevas emulsiones que son a menudo

maacutes difiacuteciles de romper que las emulsiones originales

2 No siempre es econoacutemico romper las emulsiones soacutelo con el tratamiento

quiacutemico generalmente es necesario el uso de energiacutea adicional como

calentamiento o electricidad para reducir los costos del tratamiento quiacutemico

252 TRATAMIENTO GRAVITACIONAL

El meacutetodo por asentamiento gravitacional que consiste en la demulsificacioacuten del

agua en el crudo mediante tiempo de retencioacuten y diferencia de densidades se lleva

a cabo en dos diferentes equipos Eliminadores de agua libre (FWKO) y Tanque

de lavado (Wash Tank) Los eliminadores de agua libre (FWKO) sirven para

remover grandes cantidades de agua no emulsionada en la corriente de los fluidos

que llega a la estacioacuten desde los pozos productores y se asientan faacutecilmente en

menos de 5-20 minutos Estos recipientes se encuentran disentildeados bajo la norma

ASME SECCTION VIII

div 1 y en su parte interna estaacute constituido por bafles para direccionar los fluidos

y platos de coalescencia para deshidratar el gas natural El petroacuteleo separado del

agua libre al contener un porcentaje de agua emulsionada que variacutea entre 1 a 30

de BSW (corte de agua) lo cual implica tratarlo en otro sistema que es el tanque

de lavado (Wash Tank) estos tanques operan con la mitad de agua (colchoacuten de

agua) y la otra parte es petroacuteleo El crudo emulsionado entra en la parte inferior a

una altura de 3 pies de lo cual implica que el agua llegue con el crudo y entre en

contacto con el agua del tanque de lavado con lo que se lleva a cabo la

coalescencia del agua mediante el flujo que se ve forzada por bafles internos de la

cual permite incrementar el tempo de retencioacuten Los tanques de lavado se

encuentran disentildeados bajo la norma API 650 El tratamiento quiacutemico el tiempo de

retencioacuten del tanque de lavado y la diferencia de densidades del petroacuteleo y la

emulsioacuten permite que el petroacuteleo ascienda en la parte superior a formar parte de

la zona del petroacuteleo deshidratado este proceso de deshidratacioacuten en el tanque de

lavado se lleva a cabo en un tiempo de residencia que puede estar entre 3 y 36

horas

253 TRATAMIENTO ELECTROSTAacuteTICO

Cuando el crudo cuya gravedad se encuentran por debajo de los 12deg API ya no

resulta rentable utilizar los tanques de lavado para su deshidratacioacuten debido a su

velocidad de asentamiento para estos casos es necesariamente utilizar el meacutetodo

de deshidratacioacuten electrostaacutetica Este meacutetodo se basa principalmente por el efecto

que produce un campo eleacutectrico en la velocidad de asentamiento de las partiacuteculas

de agua contenidas en la emulsioacuten

2531 Principio electrostaacutetico de coalescencia

Este principio se basa en la estructura de la moleacutecula de agua Esta moleacutecula

responde a un campo eleacutectrico por su configuracioacuten Las gotas de agua que se

encuentran dispersas en el petroacuteleo formando la emulsioacuten estas gotas de agua

en su forma natural son esfeacutericas y se encuentran en el estado maacutes bajo de

energiacutea libre Por lo tanto la gota no es dipolar en su estado natural Sin embargo

al aplicarse un campo eleacutectrico se hace dipolar En este caso la gota pasa de una

forma esfeacuterica a una elipsoidal Las cargas positivas se encuentran en un extremo

del elipsoide y las cargas negativas en el otro extremo Cuando se produce la

elongacioacuten para que la gota alcance la forma elipsoidal se afecta la peliacutecula

superficial de la gota haciendo que las gotas adyacentes de diferente polaridad

eleacutectrica se atraigan y choquen formando asiacute la coalescencia dando origen a una

gota maacutes grande que cae con mayor rapidez

2532 Caracteriacutesticas de un coalescedor electrostaacutetico

Un deshidratador electrostaacutetico estaacute dividido en 3 secciones Figura 27 La

primera seccioacuten ocupa aproximadamente el 50 de su longitud y es llamada

ldquoSeccioacuten de calentamientordquo La segunda seccioacuten es llamada ldquoSeccioacuten central o

control de nivelrdquo y esta ocupa por alrededor del 10 de su longitud ubicada

adyacente a la seccioacuten de calentamiento La tercera seccioacuten ocupa el 40 de la

longitud del deshidratador y es denominada ldquoSeccioacuten de asentamientordquo del agua

suspendida para producir crudo limpio Las parrillas de electrodos de alto voltaje

estaacuten localizadas en la parte superior del recipiente arriba de la interface agua

aceite

La velocidad de asentamiento por gravedad es muy lenta tal como se expone en

la Ley de Stokes Por ejemplo una gota de agua de 20 micras de diaacutemetro en un

crudo de 33 degAPI a 100 degF y una viscosidad de 65 cp se asienta a una velocidad

de 007 fthr

La moleacutecula de agua es polar (figura 24) por lo tanto un campo eleacutectrico

incrementa la coalescencia de las gotas dispersas en el aceite por dos

mecanismos que actuacutean simultaacuteneamente (Lucas R N 1976)

1 Sometidas a un campo electrostaacutetico las gotas de agua adquieren una carga

eleacutectrica neta

2 La distribucioacuten al azar de las gotas de agua en el seno del aceite al pasar por el

campo electrostaacutetico se alinean con su carga positiva orientada al electrodo

cargado (negativo)

254 TRATAMIENTO TEacuteRMICO

El tratamiento teacutermico constituye un meacutetodo efectivo y econoacutemico para la

deshidratacioacuten del petroacuteleo y en la mayoriacutea de los casos se utiliza para ayudar en

otros procesos Antes de aplicar la transferencia de calor es necesario separar el

agua libre y el gas con el fin de reducir la energiacutea que se debe aplicar para

calentar el petroacuteleo ya que se requiere 350 BTU para calentar un barril de agua

en 1ordmF y solamente se requiere 150 BTU para calentar un barril de crudo El

calentamiento ayuda al rompimiento de las emulsiones debido a que tiene los

siguientes efectos sobre ella

bull Dilata la peliacutecula superficial que rodea a las gotas de agua debilitaacutendola y

facilitaacutendola la coalescencia entre ellas

bull Origina y aumenta el movimiento de las moleacuteculas de agua produciendo

colisiones cada vez maacutes violentas que ayudan tambieacuten al rompimiento de la

peliacutecula superficial que rodea a la moleacutecula de agua

bull Aumenta la diferencia de densidades entre agua y petroacuteleo facilitando tambieacuten

el asentamiento de las gotas de agua

bull Reduce la tensioacuten superficial del agua facilitando la unioacuten de las gotas ya que

tienden a tomar una superficie coacutencava y a ofrecer mayor superficie de contacto

con el petroacuteleo

bull Reduce la viscosidad del petroacuteleo

La aplicacioacuten de calor para romper la emulsioacuten se puede hacer por medio de

intercambiadores de calor calentadores directos o indirectos y tratadores

teacutermicos

2541 Intercambiadores de Calor

Los intercambiadores de calor son dispositivos en los cuales cumplen una funcioacuten

especiacutefica tal como indica su nombre intercambiar calor entre dos fluidos que no

se mezclan En los procesos petroleros el disentildeo exclusivo de los

intercambiadores de calor es el de tubos y coraza debido a su amplio rango de

servicio y su alta resistencia a diversas condiciones de operacioacuten Normalmente la

transferencia de calor se produce por contacto directo del crudo emulsionado y del

fluido que proporcionaraacute calor usualmente el crudo pasa por los tubos y el fluido

de trabajo por la coraza esto ayuda a que exista un contacto total con turbulencia

del fluido de trabajo para quo no exista puntos muertos y que la transferencia de

calor sea maacutes eficiente Los intercambiadores de calor ademaacutes de ser eficientes

teacutermicamente su mantenimiento es faacutecil ya que uacutenicamente se lo realiza maacutes a

menudo al haz de tubos y los costos asociados a este son bajos

2542 Calentadores Directos

Este tipo de calentadores lleva a cabo la transferencia de calor por contacto

directo entre el crudo emulsionado y la superficie del calentador esto permite

manejar grandes voluacutemenes de fluido con un menor consumo de combustible Son

raacutepidos eficientes y de costo relativamente bajo La desventaja es que son

peligrosos a explosioacuten requieren de supervisioacuten constante y desperdician

productos livianos Su principal uso estaacute en calentar emulsiones no corrosivas que

esteacuten en baja presioacuten

2543 Calentadores Indirectos

Este tipo de calentadores la emulsioacuten fluye traveacutes de tubos sumergido en agua

donde la transferencia de calor se produce indirectamente por medio del agua que

estaacute alrededor del quemador y recibe de este el calor

Los calentadores indirectos presentan una ventaja de mantener la temperatura

constante y no presenta peligro de explosioacuten Como desventaja se puede notar

que requiere de varias horas para calentar despueacutes de un periacuteodo inactivo

Haciendo imposible tratar una emulsioacuten inmediatamente Sus capacidades son

aproximadamente de 2000 barriles de emulsioacuten por diacutea para un aumento de

temperatura de 100 ordmF

2544 Tratadores Teacutermicos

Los tratadores teacutermicos son equipos que combinan el proceso de calentamiento

con un sistema de coalescencia que ademaacutes de calentar el fluido se le da un

tiempo de retencioacuten para que se realice la separacioacuten de crudo y agua

emulsionada Son equipos que permiten desgasificar y drenar agua decantada La

norma API 5L recomienda el uso de estos equipos cuando el porcentaje de agua

emulsionada es menor o igual al 20 ademaacutes para una mejor eficiencia del

proceso de deshidratacioacuten es necesario determinar la temperatura a la cual el

crudo alcanza como miacutenimo una viscosidad de 150 SSU (25 ndash 30 Cp)

Tratamiento Mecaacutenico

Existen en la industria petrolera diversos procesos mecaacutenicos y fiacutesicos para

reducir el nivel de agua y sedimentos (AyS) del crudo producido a los liacutemites

establecidos entre operadoras y compradoras Antiguamente se contaban con

medios pocos desarrollados para realizar las labores de deshidratacioacuten de crudo

pero simultaacuteneamente con el desarrollo de la industria y con la consiguiente

necesidad de tratar el petroacuteleo producido se fueron desarrollando nuevas teacutecnicas

tendientes a lograr procesos de tratamiento con resultados tan satisfactorio como

fuera posible

Los principios en las cuales se basan para realizar la separacioacuten fiacutesica de vapor

liacutequidos o soacutelidos son el momentum oacute cantidad de movimiento la fuerza de

gravedad y la coalescencia como ya hemos mencionado Toda separacioacuten puede

emplear uno o maacutes de estos principios pero siempre las fases de los fluidos

deben ser inmiscibles y de diferentes densidades para que ocurra la separacioacuten

Dentro de esta gama de separadores mecaacutenicos se pueden mencionar por ser

los maacutes usados dentro de la industria petrolera los siguientes

A Separadores API

B Calentadores

C Despojadores de agua libre DAL

D Centrifugadores

E Platos Paralelos y Corrugados

En adelante se presentaraacuten algunos de los dispositivos de separacioacuten mecaacutenica

que se acaban de mencionar como lo son los separadores API y calentadores

dejando para capiacutetulos continuos la base teoacuterica de los otros restantes son los de

mayor intereacutes en esta investigacioacuten

A-Separadores API (Maston 1990)

Los separadores API son usados ampliamente en las refineriacuteas y son aceptados

generalmente como la norma en lo que a dispositivos de separacioacuten de

crudoagua se refiere Muchos autores dan recomendaciones de criterios de

disentildeo para estas unidades las cuales estaacuten compuestas de uno o maacutes canales

de flujo con una seccioacuten rectangular tanto horizontal como vertical Estos

recomiendan un ancho de canal de 6 a 20 ft (18 a 61 m) y una profundidad de 3 a

8 ft (091 a 244 m) Tambieacuten la relacioacuten anchoprofundidad esta restringida a

valores de 03 a 05 Modelos experimentales de separadores han mostrado bajas

eficiencias para relaciones anchoprofundidad por debajo de 02 El agua drenada

de los tanques fluye longitudinalmente a traveacutes de este canal mientras que las

gotas de crudo suben a la superficie para ser removidas

El criterio de disentildeo de los API (apeacutendice J) fue concebido para confirmar la

inherente suposicioacuten en este tipo de separadores crudoagua de que el mismo

criterio podriacutea ser aplicado a los DAL horizontales Este criterio incorpora un

disentildeo con diaacutemetro de gota de 0015 cm y asume que la velocidad de asenso

obedece a la ley de Stokes Las especificaciones de los separadores permiten que

las gotas de crudo lleguen a la superficie donde seraacuten removidas al final del

recorrido longitudinal El flujo es un factor intriacutenseco dentro de este criterio de

disentildeo el cual es un factor de compensacioacuten para cortocircuitos y turbulencia

necesaria

B-Calentadores

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

forma en que se aplica el calor

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

directo de la corriente alimentada con el calentador Aunque este tipo presenta

problemas de sedimentos y de corrosioacuten pueden manejar mayores voluacutemenes de

fluidos con menor gasto de combustible que los calentadores indirectos

Estos calentadores directos operan eficientemente en procesos operando en baja

presioacuten y donde los fluidos manejados no son muy corrosivos

El esquema tiacutepico de calentadores-tratadores directos tipo vertical y horizontal

se muestra en las figuras 27 y 28 respectivamente

El disentildeo normal de un tratador-calentador tipo vertical cumple las siguientes

funciones

1 Desgasificado de la emulsioacuten de entrada

2 Remocioacuten de arenas sedimentos y agua libre previo al calentamiento

3 Lavado con agua y calentamiento de la emulsioacuten

4 Coalescencia y asentamiento de las gotas de agua Coalescencia mecaacutenica

puede ser usada en eacutesta seccioacuten

El aceite deshidratado caliente puede ser usado para precalentar la emulsioacuten de

entrada usando un intercambiador de calor

Los calentadores-tratadores no son recomendables para remover grandes

cantidades de agua libre y eacutesta limitante llega a ser maacutes aguda en yacimientos

viejos con gran produccioacuten de agua congeacutenita En estos casos la instalacioacuten previa

de un DAL es una solucioacuten ideal

Las mismas funciones baacutesicas son previstas en un calentador directo tipo

horizontal como se muestra en la figura 29 La alimentacioacuten es parcialmente

desgasificada luego dirigida hacia la parte de abajo para la precipitacioacuten del agua

libre y la arena Despueacutes la alimentacioacuten es calentada y sufre una uacuteltima

desgasificacioacuten Posteriormente a traveacutes de un distribuidor pasa a un colector de

agua para finalmente pasar a la seccioacuten de coalescencia

Las partiacuteculas soacutelidas tales como arena escama productos de corrosioacuten se

depositaraacuten 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 alimentacioacuten

2 Bloquear la transferencia de calor y causar quemado del equipo de

calentamiento

3 Interferir los controles de nivel aacutenodos vaacutelvulas medidores y bombas

Asimismo pueden incrementar el crecimiento bacteriano y la velocidad de

corrosioacuten

Para prevenir la deposicioacuten de estos sedimentos se pueden instalar

hidrojets que operando a 30 psi por arriba de la presioacuten de operacioacuten del

calentador pueden remover los sedimentos para su drenado por la parte inferior

del recipiente

En los calentadores de tipo indirecto primero se calienta un fluido

Posteriormente a traveacutes de un intercambiador de calor el fluido de calentamiento

transfiere calor a la corriente de alimentacioacuten

En este tipo de calentadores disminuye el riesgo de explosioacuten y son utilizados en

instalaciones donde es posible recuperar calor tales como el gas caliente de

salida de las turbinas

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

ventajas

1 Reduce la viscosidad de la fase continua un incremento en la temperatura de

10degF baja la viscosidad de la emulsioacuten por un factor de 2

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

coalescencia

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

4 Promueve una mejor distribucioacuten del desemulsificante

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

Esto se logra manteniendo la temperatura del crudo por arriba de su punto de

nube

6 Debilita la peliacutecula de emulsificante que rodea a las gotas de agua

Sin embargo el calentamiento presenta las siguientes desventajas

1 Provoca la migracioacuten de los compuestos maacutes volaacutetiles del crudo hacia la fase

gaseosa Esta peacuterdida de ligeros en el crudo provoca una disminucioacuten de volumen

del crudo calentado (encogimiento) y una disminucioacuten en su gravedad API

2 Incrementa los costos de combustible

3 Incrementa los riesgos en las instalaciones

4 Requieren mayor instrumentacioacuten y control

5 Causa depoacutesitos de coke

PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN Y DESLADO DEL PETROacuteLEO CRUDO EN

REFINERIacuteA MADERO (PEMEX)

PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN DE LA ESTACIOacuteN DE PRODUCCION

CUYABENO-TRATAMIENTO QUIMICO

31 UBICACIOacuteN Y CONDICIONES DE OPERACIOacuteN

El aacuterea Cuyabeno tiene una estacioacuten de produccioacuten donde se procesa todo el

crudo agua y gas que producen los 21 pozos activos6 de los cuales 13 pozos

producen por bombeo hidraacuteulico (Power Oil BH) y 8 por bombeo electro

sumergible (BES) Este campo maneja actualmente una produccioacuten promedio de

8597 BPD de petroacuteleo de 258 degAPI 24911 BPD de agua de formacioacuten y 2322

MPCGD de gas asociado7 En la figura 31 se muestra la ubicacioacuten geograacutefica del

campo Cuyabeno

DESCRIPCIOacuteN DEL PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN

Luego de la etapa de separacioacuten la mezcla crudo-agua incluyendo el fluido

separado en el equipo trifaacutesico que se vuelve a unir a la descarga de los

separadores bifaacutesicos e ingresa a la bota desgasificadora donde se extrae el

remanente de gas en el fluido el cual es transferido a la tea de baja y por otro la

emulsioacuten crudo-agua a una presioacuten estimada de entre 20-18 psig sigue hacia el

tanque de lavado que tiene una capacidad en volumen de 18130 Bbls (H= 36

pies Oslash= 60 pies) el cual opera con un colchoacuten de agua promedio de 9 pies En

este recipiente por gravedad e inyeccioacuten de quiacutemicos principalmente el

demulsificante separa el crudo del agua El proceso de deshidratacioacuten actual

indica que el agua excedente del colchoacuten operativo (9 pies promedio) es utilizada

una parte para calentarla con un calentador artesanal usando un miacutenimo de gas

liberado desde los separadores de produccioacuten y prueba que pasan por tres

recipientes denominados depuradores o Scrubber tipo vertical donde se libera al

gas del contenido del liacutequido remanente que puede existir el agua caliente se

mezclaraacute con la emulsioacuten crudo-agua a la entrada del tanque de lavado con el fin

de facilitar la deshidratacioacuten a traveacutes de un equipo denominado Mezclador Estaacutetico

y el resto seraacute enviada al sistema de agua de reinyeccioacuten en el Anexo 7 se

muestra el Diagrama de tuberiacutea e Instrumentacioacuten (PG-CCY-M-002)

El equipo de calentamiento instalado es artesanal y por lo

mismo ineficiente en cuanto al gradiente de temperaturas obtenido (5-10degF)8 con

la que se obtiene una temperatura de crudo 112degF resultante de la mezcla no

recomendable para deshidratacioacuten En la figura 33 se muestra calentador de la

estacioacuten de Cuyabeno

331 TIPO DE QUIacuteMICOS INYECTADOS

El Campo Cuyabeno presenta para la deshidratacioacuten de crudo dos puntos

principales para la inyeccioacuten del quiacutemico como son el muacuteltiple de produccioacuten y

prueba como tambieacuten el ingreso a la bota desgasificadora en la Tabla 33 se

detallan los quiacutemicos inyectados como Demulsificante Antiparafiacutenico Dispersante

Soacutelidos Antiespumante ademaacutes en la tabla mencionada se presenta cantidades

inyectadas y costos de cada uno de los quiacutemicos9 Los productos demulsificantes

son utilizados para separar las moleacuteculas de crudo y agua emulsionadas con un

tiempo de contacto en el tanque de lavado para la determinacioacuten de la cantidad

de quiacutemico inyectado es necesario conocer el sistema de recoleccioacuten de crudo a

objeto de caracterizar las corrientes y determinar mediante anaacutelisis de laboratorio

el porcentaje de emulsioacuten tipo de emulsioacuten porcentaje de Agua libre y Gravedad

API (Normas ASTM D4007-2 Determinacioacuten de agua y sedimentos en crudo por

centrifugacioacuten y ASTM D287-92-2000 Determinacioacuten de la Gravedad API en

crudos y derivados Meacutetodo del Hidroacutemetro)

La parafina es una cera soacutelida del petroacuteleo de alto peso molecular (nuacutemero de

aacutetomos de carbonos presentes en el crudo mayor de 18 aacutetomos de carbonos)

tienen una temperatura de ablandamiento desde 60deg F a 215deg F

aproximadamente Dependiendo donde se presente el problema de precipitacioacuten

de parafina se debe seleccionar el punto de inyeccioacuten para separarlo En la

estacioacuten Cuyabeno se inyecta productos quiacutemicos antiparafiacutenico en el muacuteltiple de

produccioacuten

Los productos antiespumantes son utilizados en los crudos tendientes a formar

espuma a objeto de disiparla generalmente se inyectan en el muacuteltiple de

produccioacuten a cierta distancia del producto quiacutemico demulsificante o en la liacutenea de

entrada de los separadores bifaacutesicos o trifaacutesicos Estos productos son utilizados

cuando hay presencia de soacutelidos en el crudo estos soacutelidos estabilizan las

emulsiones y forman altas interfaces en los tanques de lavado lo que es negativo

para la deshidratacioacuten de crudo Los soacutelidos estaacuten impregnados de crudo que se

mantienen en suspensioacuten en la interface crudo-agua la funcioacuten de los

dispersantes de soacutelidos es cambiar la humectabilidad del soacutelido para que este

emigre de la fase acuosa y se separe Es importante conocer mediante anaacutelisis de

laboratorio en contenido de soacutelidos presentes en el crudo asiacute como el origen de

ello dependeraacute la seleccioacuten del producto quiacutemico dispersante Para la inyeccioacuten de

quiacutemicos se utilizan bombas en cumplimiento de la norma API STD 675 ldquoPositive

Displacement Pumps Controlledrdquo y tanques de fibra de vidrio reforzado de acuerdo

a API 12P ldquoSpecification for Fiberglass Reinforced Plastic Tanksrdquo incluyendo

ademaacutes las conexiones de proceso servicio e instrumentacioacuten hasta las vaacutelvulas

de bloqueo yo instrumento final para conectar al sistema de distribucioacuten En la

Figura 34 se observa la disposicioacuten del sistema de inyeccioacuten de quiacutemicos

241 FORMACIOacuteN DE EMULSIONES

Una emulsioacuten es una mezcla de dos liacutequidos inmiscibles es decir liacutequidos bajo

condiciones normales no se mezclan Uno de los liacutequidos se encuentra dispersado

dentro del otro en forma de gotas muy pequentildeas tal como se puede observar en

la Figura 25 pueden variar en tamantildeo desde partiacuteculas como 000001 mm En el

proceso de extraccioacuten de petroacuteleo la mezcla bifaacutesica petroacuteleo crudo y agua se

desplazan en un medio poroso a una velocidad del orden de 1 piediacutea lo que

significa que es insuficiente para que se forme una emulsioacuten

Sin embargo el arreglo de tuberiacuteas y accesorios (bombas equipos auxiliares

vaacutelvulas codos) producen una agitacioacuten suficiente para que el agua se mezcle

con el petroacuteleo y forme asiacute una emulsioacuten

Existen tres requisitos esenciales para formar una emulsioacuten WO (waacuteter and oil)

bull Dos liacutequidos inmiscibles como es el caso agua y petroacuteleo

bull Agitacioacuten suficiente para dispersar partiacuteculas de un liacutequido al otro

bull Un agente emulsionante para estabilizar gotas dispersas en la fase continuacutea

En los campos petroleros las emulsiones de agua en aceite (WO) son llamadas

emulsiones directas mientras que las emulsiones de aceite en agua (OW) son

llamadas emulsiones inversas Esta clasificacioacuten simple no siempre es adecuada

ya que emulsiones muacuteltiples o complejas (oWO oacute wOW) pueden tambieacuten

ocurrir

242 FACTORES DE INFLUENCIA EN LA FORMACIOacuteN DE EMULSIONES

2422 Agentes Emulsionantes

Los agentes emulsionantes son numerosos y pueden ser clasificados de la

siguiente manera

bull Compuestos naturales surfactantes tales como asfaltenos y resinas conteniendo

aacutecidos orgaacutenicos y bases aacutecidos nafteacutenicos aacutecidos carboxiacutelicos compuestos de

azufre fenoles cresoles y otros surfactantes naturales de alto peso molecular

bull Soacutelidos finamente divididos tales como arena arcilla lodos de perforacioacuten

fluidos para estimulacioacuten incrustaciones minerales productos de la corrosioacuten (por

ejemplo sulfuro de hierro oacutexidos) parafinas asfaltenos precipitados Los fluidos

para estimulacioacuten de pozos pueden contribuir a formar emulsiones muy estables

bull Quiacutemicos de produccioacuten antildeadidos tales como inhibidores de corrosioacuten biocidas

limpiadores surfactantes y agentes humectantes

2423 Fases de una emulsioacuten

En una emulsioacuten el liacutequido dispensado dentro de otro en forma de gotas

pequentildeas se conoce como la fase dispersada o fase interna El liacutequido que

circunda de las gotas dispersadas se conoce como la fase continua o fase

externa Una emulsioacuten de petroacuteleo y agua puede tener cualquiera de los liacutequidos

como fase dispersa dependiendo de las caracteriacutesticas del agente emulsificante

Pero la mayoriacutea de los casos es el agua la que estaacute dispersa en forma de gotas en

el petroacuteleo Las emulsiones pueden contener desde una traza hasta un 90 o maacutes

de agua Pueden ser finas oacute gruesas dependiendo de muchos factores que

incluyen las propiedades de los liacutequidos el porcentaje de cada uno y el tipo y la

cantidad de emulsificador presente

En raras ocasiones las emulsiones producidas en los campos son reversas o

invertidas es decir donde la fase dispersa es una gota de emulsioacuten petroacuteleo-agua

y la fase continua en petroacuteleo En la Figura 26 podemos estimar el porcentaje de

agua emulsionada contenida en el petroacuteleo

25 MEacuteTODOS DE TRATAMIENTO DE DESHIDRATACIOacuteN

La comercializacioacuten de petroacuteleo despueacutes de haber sido tratada debe cumplir

exigencias miacutenimas de calidad en cuanto a contenido de agua y sedimentos

(BSampW) y contenido de la sal (libras por mil barriles de petroacuteleo) En general las

refineriacuteas del no aceptan petroacuteleos crudos con valor BSampW superior al 1 o

contenidos de sal por encima de 15 libras por cada mil barriles de crudo Con el fin

de que el petroacuteleo cumpla con las condiciones de calidad es necesario tratar las

emulsiones para romperlas Para romper una emulsioacuten se debe debilitar

neutralizar o destruir la sustancia emulsificante con el fin de que las gotas de

agua puedan unirse y precipitarse por gravedad Las instalaciones tiacutepicas

disponen de varios meacutetodos como son los que se especifica a continuacioacuten

Tratamiento quiacutemico

Tratamiento gravitacional

Tratamiento electrostaacutetico

Tratamiento teacutermico

251 TRATAMIENTO QUIacuteMICO

El tratamiento quiacutemico consiste en agregar a la emulsioacuten ciertas sustancias

quiacutemicas conocidas como ldquoagentes demulsificantesrdquo las cuales se concentran

para atacar la sustancia emulsificante y destruir la emulsioacuten Los demulsificantes

tienen tres acciones principales

1 Fuerte atraccioacuten hacia la interface aceite-agua ellos deben desplazar o

neutralizar a los emulsificadores presentes en la peliacutecula de la interfase

2 Floculacioacuten neutralizan las cargas eleacutectricas repulsivas entre las gotas

dispersas permitiendo el contacto de las mismas

3 Coalescencia permiten que pequentildeas gotas se unan a gotas maacutes grandes que

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

rodea y estabiliza las gotas sea rota

Los demulsificantes son insolubles con el agua pero solubles en aceite esto sirve

para que puedan dispersarse y alcancen las gotas de agua en la fase crudo-agua

2511 Rangos de dosificacioacuten

La dosificacioacuten en forma de choque no es muy recomendable se debe realizar en

forma continua en la relacioacuten determinada en campo o en pruebas de laboratorio

(pruebas de botella5 2512 Seleccioacuten del tipo de demulsificante ) Los rangos de

dosificacioacuten 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

dosificacioacuten que los crudos ligeros

El exceso de dosificacioacuten de demulsificante incrementa los costos de tratamiento

incrementa el aceite contenido en el agua de formacioacuten puede estabilizar aun maacutes

la emulsioacuten regular (WO) y puede producir emulsiones inversas (OW)

2512 Seleccioacuten del tipo de demulsificante

La seleccioacuten de demulsificante se realiza mediante pruebas empiacutericas llamadas

pruebas de botella cuyo meacutetodo es especificado en la norma API MPMS 104

Las teoriacuteas de coacutemo actuacutean los desemulsificantes estaacuten incompletas

Estas teoriacuteas fallan al pretender explicar el funcionamiento de los diferentes tipos

de compuestos quiacutemicos Sin embargo dos generalidades son vaacutelidas

Primero los desemulsificantes efectivos tienen alto peso molecular que son

comparables a los surfactantes naturales Segundo usados como emulsificadores

los desemulsificantes tienden a producir emulsiones inversas(ow)

Una teoriacutea tradicional acerca de coacutemo trabajan los desemulsificantes es que ellos

neutralizan a los agentes emulsificadores en otras palabras rompen las

emulsiones wo al tender en forma natural a formar emulsiones ow Otra

explicacioacuten es que los desemulsificantes hacen que la peliacutecula que rodea a la gota

de agua se vuelva muy riacutegida o se contraiga para finalmente romperse

Los productos quiacutemicos desemulsificantes pueden caracterizarse como sigue

Esteres son buenos deshidratadores provocan una asentamiento lento de

las gotas de agua pero al sobre dosificarse provocan emulsiones inversas

(ow)

Di-epoacutexicos son excelentes deshidratadores pero provocan un

asentamiento lento de las gotas de agua

Uretanos buenos deshidratadores provocan un asentamiento lento de las

gotas de agua

Resinas son buenos deshidratadores provocan un asentamiento raacutepido de

las gotas de agua dan un agua separada limpia

Polialquilenos pobres deshidratadores lento asentamiento de las gotas de

agua

Glicoles requiere mezclarse con otros para aplicarse

Sulfonatos buenos humectantes de soacutelidos y tiene capacidad para el

asentamiento de las gotas de agua sobre dosificaacutendose no causa

emulsiones inversas (ow) pero pueden causar la precipitacioacuten de

partiacuteculas de sulfuro de fierro en el agua separada

Poliesteraminas agentes de superficie activa violentos deshidratan en

bajas dosificaciones al sobredosificarse producen emulsiones inversas

(ow)

Oxialquilados buenos agentes humectantes son usados en mezclas

Poliaminas son lentos en el asentamiento de las gotas de agua

Alcanolaminas son raacutepidos en el asentamiento de las gotas de agua

Un soacutelo compuesto quiacutemico no puede proveer las tres acciones requeridas

anteriormente citadas por lo que los desemulsificantes comerciales son una

mezcla de varios desemulsificantes baacutesicos (30-60 ) maacutes la adicioacuten de solventes

adecuados tales como nafta aromaacutetica pesada benceno tolueno o alcohol

isopropiacutelico para obtener un liacutequido que fluya a la menor temperatura esperada

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

puedan difundirse raacutepidamente a traveacutes de la fase de aceite y alcancen las gotas

de agua

Por el contrario los desemulsificantes para emulsiones inversas ow son muy

solubles en agua Comuacutenmente son poliaminas cuaternarias de amonio de alto

peso molecular mezcladas con aluminio hierro o cloruro de zinc

Los desemulsificantes deben ser dosificados en forma continua en la relacioacuten

determinada por pruebas de botella yo pruebas de campo La dosificacioacuten en

forma de choque no es muy recomendable Los rangos de dosificacioacuten 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 dosificacioacuten que los crudos

ligeros El exceso de dosificacioacuten de desemulsificante incrementa los costos de

tratamiento incrementa el aceite contenido en la salmuera separada puede

estabilizar auacuten maacutes la emulsioacuten regular (aguaaceite) y puede producir emulsiones

inversas (aceiteagua)

Los desemulsificantes deben ser inyectados tan temprano como sea posible (en el

fondo o en la cabeza del pozo) Esto permite maacutes tiempo de contacto y puede

prevenir la formacioacuten de emulsioacuten corriente abajo

La inyeccioacuten de desemulsificante antes de una bomba asegura un adecuado

contacto con el crudo y minimiza la formacioacuten de emulsioacuten por la accioacuten de la

bomba

La seleccioacuten y preparacioacuten del tipo de desemulsificante debe coincidir con el

recipiente de tratamiento de la emulsioacuten Los tanque de lavado que tienen largo

tiempo de retencioacuten (8-24 horas) requieren desemulsificantes de accioacuten lenta Por

otro lado los tratadores-calentadores y las unidades electrostaacuteticas con corto

tiempo de retencioacuten (15-60 minutos) requieren desemulsificantes de accioacuten muy

raacutepida Problemas como precipitacioacuten de parafinas en climas friacuteos incremento de

soacutelidos por workovers y adicioacuten de compuestos quiacutemicos para estimulacioacuten de

pozos pueden requerir el cambio del desemulsificante de liacutenea

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

permitir su completa identificacioacuten seleccionar el desemulsificante maacutes adecuado

es un arte y una ciencia La seleccioacuten estaacute basada en pruebas empiacutericas de

descrito en el meacutetodo API MPMS 104 (1988)

Obviamente para el eacutexito de la prueba de botella se requiere de una buena

muestra de la emulsioacuten del sistema Para que una muestra sea buena debe reunir

las siguientes caracteriacutesticas

1 Debe ser representativa de la corriente

2 Debe ser un compuesto de la produccioacuten de los pozos individuales que estaacuten

alimentando al tratador

3 Contener cantidades representativas de los quiacutemicos presentes en el sistema

tales como inhibidores de corrosioacuten y parafinas

4 Debe ser fresca para evitar la estabilizacioacuten por envejecimiento de la emulsioacuten

El tratamiento quiacutemico en general ofrece las siguientes ventajas

1 La formacioacuten de las emulsiones puede ser completamente prevenida

dosificando los desemulsificantes desde una etapa temprana del tratamiento

2 La emulsioacuten puede ser rota en friacuteo reduciendo los costos de calentamiento de

la emulsioacuten y la peacuterdida de gravedad asociada con el calentamiento

Las desventajas del tratamiento quiacutemico son

1 Una sobredosificacioacuten puede producir nuevas emulsiones que son a menudo

maacutes difiacuteciles de romper que las emulsiones originales

2 No siempre es econoacutemico romper las emulsiones soacutelo con el tratamiento

quiacutemico generalmente es necesario el uso de energiacutea adicional como

calentamiento o electricidad para reducir los costos del tratamiento quiacutemico

252 TRATAMIENTO GRAVITACIONAL

El meacutetodo por asentamiento gravitacional que consiste en la demulsificacioacuten del

agua en el crudo mediante tiempo de retencioacuten y diferencia de densidades se lleva

a cabo en dos diferentes equipos Eliminadores de agua libre (FWKO) y Tanque

de lavado (Wash Tank) Los eliminadores de agua libre (FWKO) sirven para

remover grandes cantidades de agua no emulsionada en la corriente de los fluidos

que llega a la estacioacuten desde los pozos productores y se asientan faacutecilmente en

menos de 5-20 minutos Estos recipientes se encuentran disentildeados bajo la norma

ASME SECCTION VIII

div 1 y en su parte interna estaacute constituido por bafles para direccionar los fluidos

y platos de coalescencia para deshidratar el gas natural El petroacuteleo separado del

agua libre al contener un porcentaje de agua emulsionada que variacutea entre 1 a 30

de BSW (corte de agua) lo cual implica tratarlo en otro sistema que es el tanque

de lavado (Wash Tank) estos tanques operan con la mitad de agua (colchoacuten de

agua) y la otra parte es petroacuteleo El crudo emulsionado entra en la parte inferior a

una altura de 3 pies de lo cual implica que el agua llegue con el crudo y entre en

contacto con el agua del tanque de lavado con lo que se lleva a cabo la

coalescencia del agua mediante el flujo que se ve forzada por bafles internos de la

cual permite incrementar el tempo de retencioacuten Los tanques de lavado se

encuentran disentildeados bajo la norma API 650 El tratamiento quiacutemico el tiempo de

retencioacuten del tanque de lavado y la diferencia de densidades del petroacuteleo y la

emulsioacuten permite que el petroacuteleo ascienda en la parte superior a formar parte de

la zona del petroacuteleo deshidratado este proceso de deshidratacioacuten en el tanque de

lavado se lleva a cabo en un tiempo de residencia que puede estar entre 3 y 36

horas

253 TRATAMIENTO ELECTROSTAacuteTICO

Cuando el crudo cuya gravedad se encuentran por debajo de los 12deg API ya no

resulta rentable utilizar los tanques de lavado para su deshidratacioacuten debido a su

velocidad de asentamiento para estos casos es necesariamente utilizar el meacutetodo

de deshidratacioacuten electrostaacutetica Este meacutetodo se basa principalmente por el efecto

que produce un campo eleacutectrico en la velocidad de asentamiento de las partiacuteculas

de agua contenidas en la emulsioacuten

2531 Principio electrostaacutetico de coalescencia

Este principio se basa en la estructura de la moleacutecula de agua Esta moleacutecula

responde a un campo eleacutectrico por su configuracioacuten Las gotas de agua que se

encuentran dispersas en el petroacuteleo formando la emulsioacuten estas gotas de agua

en su forma natural son esfeacutericas y se encuentran en el estado maacutes bajo de

energiacutea libre Por lo tanto la gota no es dipolar en su estado natural Sin embargo

al aplicarse un campo eleacutectrico se hace dipolar En este caso la gota pasa de una

forma esfeacuterica a una elipsoidal Las cargas positivas se encuentran en un extremo

del elipsoide y las cargas negativas en el otro extremo Cuando se produce la

elongacioacuten para que la gota alcance la forma elipsoidal se afecta la peliacutecula

superficial de la gota haciendo que las gotas adyacentes de diferente polaridad

eleacutectrica se atraigan y choquen formando asiacute la coalescencia dando origen a una

gota maacutes grande que cae con mayor rapidez

2532 Caracteriacutesticas de un coalescedor electrostaacutetico

Un deshidratador electrostaacutetico estaacute dividido en 3 secciones Figura 27 La

primera seccioacuten ocupa aproximadamente el 50 de su longitud y es llamada

ldquoSeccioacuten de calentamientordquo La segunda seccioacuten es llamada ldquoSeccioacuten central o

control de nivelrdquo y esta ocupa por alrededor del 10 de su longitud ubicada

adyacente a la seccioacuten de calentamiento La tercera seccioacuten ocupa el 40 de la

longitud del deshidratador y es denominada ldquoSeccioacuten de asentamientordquo del agua

suspendida para producir crudo limpio Las parrillas de electrodos de alto voltaje

estaacuten localizadas en la parte superior del recipiente arriba de la interface agua

aceite

La velocidad de asentamiento por gravedad es muy lenta tal como se expone en

la Ley de Stokes Por ejemplo una gota de agua de 20 micras de diaacutemetro en un

crudo de 33 degAPI a 100 degF y una viscosidad de 65 cp se asienta a una velocidad

de 007 fthr

La moleacutecula de agua es polar (figura 24) por lo tanto un campo eleacutectrico

incrementa la coalescencia de las gotas dispersas en el aceite por dos

mecanismos que actuacutean simultaacuteneamente (Lucas R N 1976)

1 Sometidas a un campo electrostaacutetico las gotas de agua adquieren una carga

eleacutectrica neta

2 La distribucioacuten al azar de las gotas de agua en el seno del aceite al pasar por el

campo electrostaacutetico se alinean con su carga positiva orientada al electrodo

cargado (negativo)

254 TRATAMIENTO TEacuteRMICO

El tratamiento teacutermico constituye un meacutetodo efectivo y econoacutemico para la

deshidratacioacuten del petroacuteleo y en la mayoriacutea de los casos se utiliza para ayudar en

otros procesos Antes de aplicar la transferencia de calor es necesario separar el

agua libre y el gas con el fin de reducir la energiacutea que se debe aplicar para

calentar el petroacuteleo ya que se requiere 350 BTU para calentar un barril de agua

en 1ordmF y solamente se requiere 150 BTU para calentar un barril de crudo El

calentamiento ayuda al rompimiento de las emulsiones debido a que tiene los

siguientes efectos sobre ella

bull Dilata la peliacutecula superficial que rodea a las gotas de agua debilitaacutendola y

facilitaacutendola la coalescencia entre ellas

bull Origina y aumenta el movimiento de las moleacuteculas de agua produciendo

colisiones cada vez maacutes violentas que ayudan tambieacuten al rompimiento de la

peliacutecula superficial que rodea a la moleacutecula de agua

bull Aumenta la diferencia de densidades entre agua y petroacuteleo facilitando tambieacuten

el asentamiento de las gotas de agua

bull Reduce la tensioacuten superficial del agua facilitando la unioacuten de las gotas ya que

tienden a tomar una superficie coacutencava y a ofrecer mayor superficie de contacto

con el petroacuteleo

bull Reduce la viscosidad del petroacuteleo

La aplicacioacuten de calor para romper la emulsioacuten se puede hacer por medio de

intercambiadores de calor calentadores directos o indirectos y tratadores

teacutermicos

2541 Intercambiadores de Calor

Los intercambiadores de calor son dispositivos en los cuales cumplen una funcioacuten

especiacutefica tal como indica su nombre intercambiar calor entre dos fluidos que no

se mezclan En los procesos petroleros el disentildeo exclusivo de los

intercambiadores de calor es el de tubos y coraza debido a su amplio rango de

servicio y su alta resistencia a diversas condiciones de operacioacuten Normalmente la

transferencia de calor se produce por contacto directo del crudo emulsionado y del

fluido que proporcionaraacute calor usualmente el crudo pasa por los tubos y el fluido

de trabajo por la coraza esto ayuda a que exista un contacto total con turbulencia

del fluido de trabajo para quo no exista puntos muertos y que la transferencia de

calor sea maacutes eficiente Los intercambiadores de calor ademaacutes de ser eficientes

teacutermicamente su mantenimiento es faacutecil ya que uacutenicamente se lo realiza maacutes a

menudo al haz de tubos y los costos asociados a este son bajos

2542 Calentadores Directos

Este tipo de calentadores lleva a cabo la transferencia de calor por contacto

directo entre el crudo emulsionado y la superficie del calentador esto permite

manejar grandes voluacutemenes de fluido con un menor consumo de combustible Son

raacutepidos eficientes y de costo relativamente bajo La desventaja es que son

peligrosos a explosioacuten requieren de supervisioacuten constante y desperdician

productos livianos Su principal uso estaacute en calentar emulsiones no corrosivas que

esteacuten en baja presioacuten

2543 Calentadores Indirectos

Este tipo de calentadores la emulsioacuten fluye traveacutes de tubos sumergido en agua

donde la transferencia de calor se produce indirectamente por medio del agua que

estaacute alrededor del quemador y recibe de este el calor

Los calentadores indirectos presentan una ventaja de mantener la temperatura

constante y no presenta peligro de explosioacuten Como desventaja se puede notar

que requiere de varias horas para calentar despueacutes de un periacuteodo inactivo

Haciendo imposible tratar una emulsioacuten inmediatamente Sus capacidades son

aproximadamente de 2000 barriles de emulsioacuten por diacutea para un aumento de

temperatura de 100 ordmF

2544 Tratadores Teacutermicos

Los tratadores teacutermicos son equipos que combinan el proceso de calentamiento

con un sistema de coalescencia que ademaacutes de calentar el fluido se le da un

tiempo de retencioacuten para que se realice la separacioacuten de crudo y agua

emulsionada Son equipos que permiten desgasificar y drenar agua decantada La

norma API 5L recomienda el uso de estos equipos cuando el porcentaje de agua

emulsionada es menor o igual al 20 ademaacutes para una mejor eficiencia del

proceso de deshidratacioacuten es necesario determinar la temperatura a la cual el

crudo alcanza como miacutenimo una viscosidad de 150 SSU (25 ndash 30 Cp)

Tratamiento Mecaacutenico

Existen en la industria petrolera diversos procesos mecaacutenicos y fiacutesicos para

reducir el nivel de agua y sedimentos (AyS) del crudo producido a los liacutemites

establecidos entre operadoras y compradoras Antiguamente se contaban con

medios pocos desarrollados para realizar las labores de deshidratacioacuten de crudo

pero simultaacuteneamente con el desarrollo de la industria y con la consiguiente

necesidad de tratar el petroacuteleo producido se fueron desarrollando nuevas teacutecnicas

tendientes a lograr procesos de tratamiento con resultados tan satisfactorio como

fuera posible

Los principios en las cuales se basan para realizar la separacioacuten fiacutesica de vapor

liacutequidos o soacutelidos son el momentum oacute cantidad de movimiento la fuerza de

gravedad y la coalescencia como ya hemos mencionado Toda separacioacuten puede

emplear uno o maacutes de estos principios pero siempre las fases de los fluidos

deben ser inmiscibles y de diferentes densidades para que ocurra la separacioacuten

Dentro de esta gama de separadores mecaacutenicos se pueden mencionar por ser

los maacutes usados dentro de la industria petrolera los siguientes

A Separadores API

B Calentadores

C Despojadores de agua libre DAL

D Centrifugadores

E Platos Paralelos y Corrugados

En adelante se presentaraacuten algunos de los dispositivos de separacioacuten mecaacutenica

que se acaban de mencionar como lo son los separadores API y calentadores

dejando para capiacutetulos continuos la base teoacuterica de los otros restantes son los de

mayor intereacutes en esta investigacioacuten

A-Separadores API (Maston 1990)

Los separadores API son usados ampliamente en las refineriacuteas y son aceptados

generalmente como la norma en lo que a dispositivos de separacioacuten de

crudoagua se refiere Muchos autores dan recomendaciones de criterios de

disentildeo para estas unidades las cuales estaacuten compuestas de uno o maacutes canales

de flujo con una seccioacuten rectangular tanto horizontal como vertical Estos

recomiendan un ancho de canal de 6 a 20 ft (18 a 61 m) y una profundidad de 3 a

8 ft (091 a 244 m) Tambieacuten la relacioacuten anchoprofundidad esta restringida a

valores de 03 a 05 Modelos experimentales de separadores han mostrado bajas

eficiencias para relaciones anchoprofundidad por debajo de 02 El agua drenada

de los tanques fluye longitudinalmente a traveacutes de este canal mientras que las

gotas de crudo suben a la superficie para ser removidas

El criterio de disentildeo de los API (apeacutendice J) fue concebido para confirmar la

inherente suposicioacuten en este tipo de separadores crudoagua de que el mismo

criterio podriacutea ser aplicado a los DAL horizontales Este criterio incorpora un

disentildeo con diaacutemetro de gota de 0015 cm y asume que la velocidad de asenso

obedece a la ley de Stokes Las especificaciones de los separadores permiten que

las gotas de crudo lleguen a la superficie donde seraacuten removidas al final del

recorrido longitudinal El flujo es un factor intriacutenseco dentro de este criterio de

disentildeo el cual es un factor de compensacioacuten para cortocircuitos y turbulencia

necesaria

B-Calentadores

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

forma en que se aplica el calor

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

directo de la corriente alimentada con el calentador Aunque este tipo presenta

problemas de sedimentos y de corrosioacuten pueden manejar mayores voluacutemenes de

fluidos con menor gasto de combustible que los calentadores indirectos

Estos calentadores directos operan eficientemente en procesos operando en baja

presioacuten y donde los fluidos manejados no son muy corrosivos

El esquema tiacutepico de calentadores-tratadores directos tipo vertical y horizontal

se muestra en las figuras 27 y 28 respectivamente

El disentildeo normal de un tratador-calentador tipo vertical cumple las siguientes

funciones

1 Desgasificado de la emulsioacuten de entrada

2 Remocioacuten de arenas sedimentos y agua libre previo al calentamiento

3 Lavado con agua y calentamiento de la emulsioacuten

4 Coalescencia y asentamiento de las gotas de agua Coalescencia mecaacutenica

puede ser usada en eacutesta seccioacuten

El aceite deshidratado caliente puede ser usado para precalentar la emulsioacuten de

entrada usando un intercambiador de calor

Los calentadores-tratadores no son recomendables para remover grandes

cantidades de agua libre y eacutesta limitante llega a ser maacutes aguda en yacimientos

viejos con gran produccioacuten de agua congeacutenita En estos casos la instalacioacuten previa

de un DAL es una solucioacuten ideal

Las mismas funciones baacutesicas son previstas en un calentador directo tipo

horizontal como se muestra en la figura 29 La alimentacioacuten es parcialmente

desgasificada luego dirigida hacia la parte de abajo para la precipitacioacuten del agua

libre y la arena Despueacutes la alimentacioacuten es calentada y sufre una uacuteltima

desgasificacioacuten Posteriormente a traveacutes de un distribuidor pasa a un colector de

agua para finalmente pasar a la seccioacuten de coalescencia

Las partiacuteculas soacutelidas tales como arena escama productos de corrosioacuten se

depositaraacuten 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 alimentacioacuten

2 Bloquear la transferencia de calor y causar quemado del equipo de

calentamiento

3 Interferir los controles de nivel aacutenodos vaacutelvulas medidores y bombas

Asimismo pueden incrementar el crecimiento bacteriano y la velocidad de

corrosioacuten

Para prevenir la deposicioacuten de estos sedimentos se pueden instalar

hidrojets que operando a 30 psi por arriba de la presioacuten de operacioacuten del

calentador pueden remover los sedimentos para su drenado por la parte inferior

del recipiente

En los calentadores de tipo indirecto primero se calienta un fluido

Posteriormente a traveacutes de un intercambiador de calor el fluido de calentamiento

transfiere calor a la corriente de alimentacioacuten

En este tipo de calentadores disminuye el riesgo de explosioacuten y son utilizados en

instalaciones donde es posible recuperar calor tales como el gas caliente de

salida de las turbinas

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

ventajas

1 Reduce la viscosidad de la fase continua un incremento en la temperatura de

10degF baja la viscosidad de la emulsioacuten por un factor de 2

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

coalescencia

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

4 Promueve una mejor distribucioacuten del desemulsificante

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

Esto se logra manteniendo la temperatura del crudo por arriba de su punto de

nube

6 Debilita la peliacutecula de emulsificante que rodea a las gotas de agua

Sin embargo el calentamiento presenta las siguientes desventajas

1 Provoca la migracioacuten de los compuestos maacutes volaacutetiles del crudo hacia la fase

gaseosa Esta peacuterdida de ligeros en el crudo provoca una disminucioacuten de volumen

del crudo calentado (encogimiento) y una disminucioacuten en su gravedad API

2 Incrementa los costos de combustible

3 Incrementa los riesgos en las instalaciones

4 Requieren mayor instrumentacioacuten y control

5 Causa depoacutesitos de coke

PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN Y DESLADO DEL PETROacuteLEO CRUDO EN

REFINERIacuteA MADERO (PEMEX)

PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN DE LA ESTACIOacuteN DE PRODUCCION

CUYABENO-TRATAMIENTO QUIMICO

31 UBICACIOacuteN Y CONDICIONES DE OPERACIOacuteN

El aacuterea Cuyabeno tiene una estacioacuten de produccioacuten donde se procesa todo el

crudo agua y gas que producen los 21 pozos activos6 de los cuales 13 pozos

producen por bombeo hidraacuteulico (Power Oil BH) y 8 por bombeo electro

sumergible (BES) Este campo maneja actualmente una produccioacuten promedio de

8597 BPD de petroacuteleo de 258 degAPI 24911 BPD de agua de formacioacuten y 2322

MPCGD de gas asociado7 En la figura 31 se muestra la ubicacioacuten geograacutefica del

campo Cuyabeno

DESCRIPCIOacuteN DEL PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN

Luego de la etapa de separacioacuten la mezcla crudo-agua incluyendo el fluido

separado en el equipo trifaacutesico que se vuelve a unir a la descarga de los

separadores bifaacutesicos e ingresa a la bota desgasificadora donde se extrae el

remanente de gas en el fluido el cual es transferido a la tea de baja y por otro la

emulsioacuten crudo-agua a una presioacuten estimada de entre 20-18 psig sigue hacia el

tanque de lavado que tiene una capacidad en volumen de 18130 Bbls (H= 36

pies Oslash= 60 pies) el cual opera con un colchoacuten de agua promedio de 9 pies En

este recipiente por gravedad e inyeccioacuten de quiacutemicos principalmente el

demulsificante separa el crudo del agua El proceso de deshidratacioacuten actual

indica que el agua excedente del colchoacuten operativo (9 pies promedio) es utilizada

una parte para calentarla con un calentador artesanal usando un miacutenimo de gas

liberado desde los separadores de produccioacuten y prueba que pasan por tres

recipientes denominados depuradores o Scrubber tipo vertical donde se libera al

gas del contenido del liacutequido remanente que puede existir el agua caliente se

mezclaraacute con la emulsioacuten crudo-agua a la entrada del tanque de lavado con el fin

de facilitar la deshidratacioacuten a traveacutes de un equipo denominado Mezclador Estaacutetico

y el resto seraacute enviada al sistema de agua de reinyeccioacuten en el Anexo 7 se

muestra el Diagrama de tuberiacutea e Instrumentacioacuten (PG-CCY-M-002)

El equipo de calentamiento instalado es artesanal y por lo

mismo ineficiente en cuanto al gradiente de temperaturas obtenido (5-10degF)8 con

la que se obtiene una temperatura de crudo 112degF resultante de la mezcla no

recomendable para deshidratacioacuten En la figura 33 se muestra calentador de la

estacioacuten de Cuyabeno

331 TIPO DE QUIacuteMICOS INYECTADOS

El Campo Cuyabeno presenta para la deshidratacioacuten de crudo dos puntos

principales para la inyeccioacuten del quiacutemico como son el muacuteltiple de produccioacuten y

prueba como tambieacuten el ingreso a la bota desgasificadora en la Tabla 33 se

detallan los quiacutemicos inyectados como Demulsificante Antiparafiacutenico Dispersante

Soacutelidos Antiespumante ademaacutes en la tabla mencionada se presenta cantidades

inyectadas y costos de cada uno de los quiacutemicos9 Los productos demulsificantes

son utilizados para separar las moleacuteculas de crudo y agua emulsionadas con un

tiempo de contacto en el tanque de lavado para la determinacioacuten de la cantidad

de quiacutemico inyectado es necesario conocer el sistema de recoleccioacuten de crudo a

objeto de caracterizar las corrientes y determinar mediante anaacutelisis de laboratorio

el porcentaje de emulsioacuten tipo de emulsioacuten porcentaje de Agua libre y Gravedad

API (Normas ASTM D4007-2 Determinacioacuten de agua y sedimentos en crudo por

centrifugacioacuten y ASTM D287-92-2000 Determinacioacuten de la Gravedad API en

crudos y derivados Meacutetodo del Hidroacutemetro)

La parafina es una cera soacutelida del petroacuteleo de alto peso molecular (nuacutemero de

aacutetomos de carbonos presentes en el crudo mayor de 18 aacutetomos de carbonos)

tienen una temperatura de ablandamiento desde 60deg F a 215deg F

aproximadamente Dependiendo donde se presente el problema de precipitacioacuten

de parafina se debe seleccionar el punto de inyeccioacuten para separarlo En la

estacioacuten Cuyabeno se inyecta productos quiacutemicos antiparafiacutenico en el muacuteltiple de

produccioacuten

Los productos antiespumantes son utilizados en los crudos tendientes a formar

espuma a objeto de disiparla generalmente se inyectan en el muacuteltiple de

produccioacuten a cierta distancia del producto quiacutemico demulsificante o en la liacutenea de

entrada de los separadores bifaacutesicos o trifaacutesicos Estos productos son utilizados

cuando hay presencia de soacutelidos en el crudo estos soacutelidos estabilizan las

emulsiones y forman altas interfaces en los tanques de lavado lo que es negativo

para la deshidratacioacuten de crudo Los soacutelidos estaacuten impregnados de crudo que se

mantienen en suspensioacuten en la interface crudo-agua la funcioacuten de los

dispersantes de soacutelidos es cambiar la humectabilidad del soacutelido para que este

emigre de la fase acuosa y se separe Es importante conocer mediante anaacutelisis de

laboratorio en contenido de soacutelidos presentes en el crudo asiacute como el origen de

ello dependeraacute la seleccioacuten del producto quiacutemico dispersante Para la inyeccioacuten de

quiacutemicos se utilizan bombas en cumplimiento de la norma API STD 675 ldquoPositive

Displacement Pumps Controlledrdquo y tanques de fibra de vidrio reforzado de acuerdo

a API 12P ldquoSpecification for Fiberglass Reinforced Plastic Tanksrdquo incluyendo

ademaacutes las conexiones de proceso servicio e instrumentacioacuten hasta las vaacutelvulas

de bloqueo yo instrumento final para conectar al sistema de distribucioacuten En la

Figura 34 se observa la disposicioacuten del sistema de inyeccioacuten de quiacutemicos

llamadas emulsiones inversas Esta clasificacioacuten simple no siempre es adecuada

ya que emulsiones muacuteltiples o complejas (oWO oacute wOW) pueden tambieacuten

ocurrir

242 FACTORES DE INFLUENCIA EN LA FORMACIOacuteN DE EMULSIONES

2422 Agentes Emulsionantes

Los agentes emulsionantes son numerosos y pueden ser clasificados de la

siguiente manera

bull Compuestos naturales surfactantes tales como asfaltenos y resinas conteniendo

aacutecidos orgaacutenicos y bases aacutecidos nafteacutenicos aacutecidos carboxiacutelicos compuestos de

azufre fenoles cresoles y otros surfactantes naturales de alto peso molecular

bull Soacutelidos finamente divididos tales como arena arcilla lodos de perforacioacuten

fluidos para estimulacioacuten incrustaciones minerales productos de la corrosioacuten (por

ejemplo sulfuro de hierro oacutexidos) parafinas asfaltenos precipitados Los fluidos

para estimulacioacuten de pozos pueden contribuir a formar emulsiones muy estables

bull Quiacutemicos de produccioacuten antildeadidos tales como inhibidores de corrosioacuten biocidas

limpiadores surfactantes y agentes humectantes

2423 Fases de una emulsioacuten

En una emulsioacuten el liacutequido dispensado dentro de otro en forma de gotas

pequentildeas se conoce como la fase dispersada o fase interna El liacutequido que

circunda de las gotas dispersadas se conoce como la fase continua o fase

externa Una emulsioacuten de petroacuteleo y agua puede tener cualquiera de los liacutequidos

como fase dispersa dependiendo de las caracteriacutesticas del agente emulsificante

Pero la mayoriacutea de los casos es el agua la que estaacute dispersa en forma de gotas en

el petroacuteleo Las emulsiones pueden contener desde una traza hasta un 90 o maacutes

de agua Pueden ser finas oacute gruesas dependiendo de muchos factores que

incluyen las propiedades de los liacutequidos el porcentaje de cada uno y el tipo y la

cantidad de emulsificador presente

En raras ocasiones las emulsiones producidas en los campos son reversas o

invertidas es decir donde la fase dispersa es una gota de emulsioacuten petroacuteleo-agua

y la fase continua en petroacuteleo En la Figura 26 podemos estimar el porcentaje de

agua emulsionada contenida en el petroacuteleo

25 MEacuteTODOS DE TRATAMIENTO DE DESHIDRATACIOacuteN

La comercializacioacuten de petroacuteleo despueacutes de haber sido tratada debe cumplir

exigencias miacutenimas de calidad en cuanto a contenido de agua y sedimentos

(BSampW) y contenido de la sal (libras por mil barriles de petroacuteleo) En general las

refineriacuteas del no aceptan petroacuteleos crudos con valor BSampW superior al 1 o

contenidos de sal por encima de 15 libras por cada mil barriles de crudo Con el fin

de que el petroacuteleo cumpla con las condiciones de calidad es necesario tratar las

emulsiones para romperlas Para romper una emulsioacuten se debe debilitar

neutralizar o destruir la sustancia emulsificante con el fin de que las gotas de

agua puedan unirse y precipitarse por gravedad Las instalaciones tiacutepicas

disponen de varios meacutetodos como son los que se especifica a continuacioacuten

Tratamiento quiacutemico

Tratamiento gravitacional

Tratamiento electrostaacutetico

Tratamiento teacutermico

251 TRATAMIENTO QUIacuteMICO

El tratamiento quiacutemico consiste en agregar a la emulsioacuten ciertas sustancias

quiacutemicas conocidas como ldquoagentes demulsificantesrdquo las cuales se concentran

para atacar la sustancia emulsificante y destruir la emulsioacuten Los demulsificantes

tienen tres acciones principales

1 Fuerte atraccioacuten hacia la interface aceite-agua ellos deben desplazar o

neutralizar a los emulsificadores presentes en la peliacutecula de la interfase

2 Floculacioacuten neutralizan las cargas eleacutectricas repulsivas entre las gotas

dispersas permitiendo el contacto de las mismas

3 Coalescencia permiten que pequentildeas gotas se unan a gotas maacutes grandes que

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

rodea y estabiliza las gotas sea rota

Los demulsificantes son insolubles con el agua pero solubles en aceite esto sirve

para que puedan dispersarse y alcancen las gotas de agua en la fase crudo-agua

2511 Rangos de dosificacioacuten

La dosificacioacuten en forma de choque no es muy recomendable se debe realizar en

forma continua en la relacioacuten determinada en campo o en pruebas de laboratorio

(pruebas de botella5 2512 Seleccioacuten del tipo de demulsificante ) Los rangos de

dosificacioacuten 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

dosificacioacuten que los crudos ligeros

El exceso de dosificacioacuten de demulsificante incrementa los costos de tratamiento

incrementa el aceite contenido en el agua de formacioacuten puede estabilizar aun maacutes

la emulsioacuten regular (WO) y puede producir emulsiones inversas (OW)

2512 Seleccioacuten del tipo de demulsificante

La seleccioacuten de demulsificante se realiza mediante pruebas empiacutericas llamadas

pruebas de botella cuyo meacutetodo es especificado en la norma API MPMS 104

Las teoriacuteas de coacutemo actuacutean los desemulsificantes estaacuten incompletas

Estas teoriacuteas fallan al pretender explicar el funcionamiento de los diferentes tipos

de compuestos quiacutemicos Sin embargo dos generalidades son vaacutelidas

Primero los desemulsificantes efectivos tienen alto peso molecular que son

comparables a los surfactantes naturales Segundo usados como emulsificadores

los desemulsificantes tienden a producir emulsiones inversas(ow)

Una teoriacutea tradicional acerca de coacutemo trabajan los desemulsificantes es que ellos

neutralizan a los agentes emulsificadores en otras palabras rompen las

emulsiones wo al tender en forma natural a formar emulsiones ow Otra

explicacioacuten es que los desemulsificantes hacen que la peliacutecula que rodea a la gota

de agua se vuelva muy riacutegida o se contraiga para finalmente romperse

Los productos quiacutemicos desemulsificantes pueden caracterizarse como sigue

Esteres son buenos deshidratadores provocan una asentamiento lento de

las gotas de agua pero al sobre dosificarse provocan emulsiones inversas

(ow)

Di-epoacutexicos son excelentes deshidratadores pero provocan un

asentamiento lento de las gotas de agua

Uretanos buenos deshidratadores provocan un asentamiento lento de las

gotas de agua

Resinas son buenos deshidratadores provocan un asentamiento raacutepido de

las gotas de agua dan un agua separada limpia

Polialquilenos pobres deshidratadores lento asentamiento de las gotas de

agua

Glicoles requiere mezclarse con otros para aplicarse

Sulfonatos buenos humectantes de soacutelidos y tiene capacidad para el

asentamiento de las gotas de agua sobre dosificaacutendose no causa

emulsiones inversas (ow) pero pueden causar la precipitacioacuten de

partiacuteculas de sulfuro de fierro en el agua separada

Poliesteraminas agentes de superficie activa violentos deshidratan en

bajas dosificaciones al sobredosificarse producen emulsiones inversas

(ow)

Oxialquilados buenos agentes humectantes son usados en mezclas

Poliaminas son lentos en el asentamiento de las gotas de agua

Alcanolaminas son raacutepidos en el asentamiento de las gotas de agua

Un soacutelo compuesto quiacutemico no puede proveer las tres acciones requeridas

anteriormente citadas por lo que los desemulsificantes comerciales son una

mezcla de varios desemulsificantes baacutesicos (30-60 ) maacutes la adicioacuten de solventes

adecuados tales como nafta aromaacutetica pesada benceno tolueno o alcohol

isopropiacutelico para obtener un liacutequido que fluya a la menor temperatura esperada

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

puedan difundirse raacutepidamente a traveacutes de la fase de aceite y alcancen las gotas

de agua

Por el contrario los desemulsificantes para emulsiones inversas ow son muy

solubles en agua Comuacutenmente son poliaminas cuaternarias de amonio de alto

peso molecular mezcladas con aluminio hierro o cloruro de zinc

Los desemulsificantes deben ser dosificados en forma continua en la relacioacuten

determinada por pruebas de botella yo pruebas de campo La dosificacioacuten en

forma de choque no es muy recomendable Los rangos de dosificacioacuten 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 dosificacioacuten que los crudos

ligeros El exceso de dosificacioacuten de desemulsificante incrementa los costos de

tratamiento incrementa el aceite contenido en la salmuera separada puede

estabilizar auacuten maacutes la emulsioacuten regular (aguaaceite) y puede producir emulsiones

inversas (aceiteagua)

Los desemulsificantes deben ser inyectados tan temprano como sea posible (en el

fondo o en la cabeza del pozo) Esto permite maacutes tiempo de contacto y puede

prevenir la formacioacuten de emulsioacuten corriente abajo

La inyeccioacuten de desemulsificante antes de una bomba asegura un adecuado

contacto con el crudo y minimiza la formacioacuten de emulsioacuten por la accioacuten de la

bomba

La seleccioacuten y preparacioacuten del tipo de desemulsificante debe coincidir con el

recipiente de tratamiento de la emulsioacuten Los tanque de lavado que tienen largo

tiempo de retencioacuten (8-24 horas) requieren desemulsificantes de accioacuten lenta Por

otro lado los tratadores-calentadores y las unidades electrostaacuteticas con corto

tiempo de retencioacuten (15-60 minutos) requieren desemulsificantes de accioacuten muy

raacutepida Problemas como precipitacioacuten de parafinas en climas friacuteos incremento de

soacutelidos por workovers y adicioacuten de compuestos quiacutemicos para estimulacioacuten de

pozos pueden requerir el cambio del desemulsificante de liacutenea

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

permitir su completa identificacioacuten seleccionar el desemulsificante maacutes adecuado

es un arte y una ciencia La seleccioacuten estaacute basada en pruebas empiacutericas de

descrito en el meacutetodo API MPMS 104 (1988)

Obviamente para el eacutexito de la prueba de botella se requiere de una buena

muestra de la emulsioacuten del sistema Para que una muestra sea buena debe reunir

las siguientes caracteriacutesticas

1 Debe ser representativa de la corriente

2 Debe ser un compuesto de la produccioacuten de los pozos individuales que estaacuten

alimentando al tratador

3 Contener cantidades representativas de los quiacutemicos presentes en el sistema

tales como inhibidores de corrosioacuten y parafinas

4 Debe ser fresca para evitar la estabilizacioacuten por envejecimiento de la emulsioacuten

El tratamiento quiacutemico en general ofrece las siguientes ventajas

1 La formacioacuten de las emulsiones puede ser completamente prevenida

dosificando los desemulsificantes desde una etapa temprana del tratamiento

2 La emulsioacuten puede ser rota en friacuteo reduciendo los costos de calentamiento de

la emulsioacuten y la peacuterdida de gravedad asociada con el calentamiento

Las desventajas del tratamiento quiacutemico son

1 Una sobredosificacioacuten puede producir nuevas emulsiones que son a menudo

maacutes difiacuteciles de romper que las emulsiones originales

2 No siempre es econoacutemico romper las emulsiones soacutelo con el tratamiento

quiacutemico generalmente es necesario el uso de energiacutea adicional como

calentamiento o electricidad para reducir los costos del tratamiento quiacutemico

252 TRATAMIENTO GRAVITACIONAL

El meacutetodo por asentamiento gravitacional que consiste en la demulsificacioacuten del

agua en el crudo mediante tiempo de retencioacuten y diferencia de densidades se lleva

a cabo en dos diferentes equipos Eliminadores de agua libre (FWKO) y Tanque

de lavado (Wash Tank) Los eliminadores de agua libre (FWKO) sirven para

remover grandes cantidades de agua no emulsionada en la corriente de los fluidos

que llega a la estacioacuten desde los pozos productores y se asientan faacutecilmente en

menos de 5-20 minutos Estos recipientes se encuentran disentildeados bajo la norma

ASME SECCTION VIII

div 1 y en su parte interna estaacute constituido por bafles para direccionar los fluidos

y platos de coalescencia para deshidratar el gas natural El petroacuteleo separado del

agua libre al contener un porcentaje de agua emulsionada que variacutea entre 1 a 30

de BSW (corte de agua) lo cual implica tratarlo en otro sistema que es el tanque

de lavado (Wash Tank) estos tanques operan con la mitad de agua (colchoacuten de

agua) y la otra parte es petroacuteleo El crudo emulsionado entra en la parte inferior a

una altura de 3 pies de lo cual implica que el agua llegue con el crudo y entre en

contacto con el agua del tanque de lavado con lo que se lleva a cabo la

coalescencia del agua mediante el flujo que se ve forzada por bafles internos de la

cual permite incrementar el tempo de retencioacuten Los tanques de lavado se

encuentran disentildeados bajo la norma API 650 El tratamiento quiacutemico el tiempo de

retencioacuten del tanque de lavado y la diferencia de densidades del petroacuteleo y la

emulsioacuten permite que el petroacuteleo ascienda en la parte superior a formar parte de

la zona del petroacuteleo deshidratado este proceso de deshidratacioacuten en el tanque de

lavado se lleva a cabo en un tiempo de residencia que puede estar entre 3 y 36

horas

253 TRATAMIENTO ELECTROSTAacuteTICO

Cuando el crudo cuya gravedad se encuentran por debajo de los 12deg API ya no

resulta rentable utilizar los tanques de lavado para su deshidratacioacuten debido a su

velocidad de asentamiento para estos casos es necesariamente utilizar el meacutetodo

de deshidratacioacuten electrostaacutetica Este meacutetodo se basa principalmente por el efecto

que produce un campo eleacutectrico en la velocidad de asentamiento de las partiacuteculas

de agua contenidas en la emulsioacuten

2531 Principio electrostaacutetico de coalescencia

Este principio se basa en la estructura de la moleacutecula de agua Esta moleacutecula

responde a un campo eleacutectrico por su configuracioacuten Las gotas de agua que se

encuentran dispersas en el petroacuteleo formando la emulsioacuten estas gotas de agua

en su forma natural son esfeacutericas y se encuentran en el estado maacutes bajo de

energiacutea libre Por lo tanto la gota no es dipolar en su estado natural Sin embargo

al aplicarse un campo eleacutectrico se hace dipolar En este caso la gota pasa de una

forma esfeacuterica a una elipsoidal Las cargas positivas se encuentran en un extremo

del elipsoide y las cargas negativas en el otro extremo Cuando se produce la

elongacioacuten para que la gota alcance la forma elipsoidal se afecta la peliacutecula

superficial de la gota haciendo que las gotas adyacentes de diferente polaridad

eleacutectrica se atraigan y choquen formando asiacute la coalescencia dando origen a una

gota maacutes grande que cae con mayor rapidez

2532 Caracteriacutesticas de un coalescedor electrostaacutetico

Un deshidratador electrostaacutetico estaacute dividido en 3 secciones Figura 27 La

primera seccioacuten ocupa aproximadamente el 50 de su longitud y es llamada

ldquoSeccioacuten de calentamientordquo La segunda seccioacuten es llamada ldquoSeccioacuten central o

control de nivelrdquo y esta ocupa por alrededor del 10 de su longitud ubicada

adyacente a la seccioacuten de calentamiento La tercera seccioacuten ocupa el 40 de la

longitud del deshidratador y es denominada ldquoSeccioacuten de asentamientordquo del agua

suspendida para producir crudo limpio Las parrillas de electrodos de alto voltaje

estaacuten localizadas en la parte superior del recipiente arriba de la interface agua

aceite

La velocidad de asentamiento por gravedad es muy lenta tal como se expone en

la Ley de Stokes Por ejemplo una gota de agua de 20 micras de diaacutemetro en un

crudo de 33 degAPI a 100 degF y una viscosidad de 65 cp se asienta a una velocidad

de 007 fthr

La moleacutecula de agua es polar (figura 24) por lo tanto un campo eleacutectrico

incrementa la coalescencia de las gotas dispersas en el aceite por dos

mecanismos que actuacutean simultaacuteneamente (Lucas R N 1976)

1 Sometidas a un campo electrostaacutetico las gotas de agua adquieren una carga

eleacutectrica neta

2 La distribucioacuten al azar de las gotas de agua en el seno del aceite al pasar por el

campo electrostaacutetico se alinean con su carga positiva orientada al electrodo

cargado (negativo)

254 TRATAMIENTO TEacuteRMICO

El tratamiento teacutermico constituye un meacutetodo efectivo y econoacutemico para la

deshidratacioacuten del petroacuteleo y en la mayoriacutea de los casos se utiliza para ayudar en

otros procesos Antes de aplicar la transferencia de calor es necesario separar el

agua libre y el gas con el fin de reducir la energiacutea que se debe aplicar para

calentar el petroacuteleo ya que se requiere 350 BTU para calentar un barril de agua

en 1ordmF y solamente se requiere 150 BTU para calentar un barril de crudo El

calentamiento ayuda al rompimiento de las emulsiones debido a que tiene los

siguientes efectos sobre ella

bull Dilata la peliacutecula superficial que rodea a las gotas de agua debilitaacutendola y

facilitaacutendola la coalescencia entre ellas

bull Origina y aumenta el movimiento de las moleacuteculas de agua produciendo

colisiones cada vez maacutes violentas que ayudan tambieacuten al rompimiento de la

peliacutecula superficial que rodea a la moleacutecula de agua

bull Aumenta la diferencia de densidades entre agua y petroacuteleo facilitando tambieacuten

el asentamiento de las gotas de agua

bull Reduce la tensioacuten superficial del agua facilitando la unioacuten de las gotas ya que

tienden a tomar una superficie coacutencava y a ofrecer mayor superficie de contacto

con el petroacuteleo

bull Reduce la viscosidad del petroacuteleo

La aplicacioacuten de calor para romper la emulsioacuten se puede hacer por medio de

intercambiadores de calor calentadores directos o indirectos y tratadores

teacutermicos

2541 Intercambiadores de Calor

Los intercambiadores de calor son dispositivos en los cuales cumplen una funcioacuten

especiacutefica tal como indica su nombre intercambiar calor entre dos fluidos que no

se mezclan En los procesos petroleros el disentildeo exclusivo de los

intercambiadores de calor es el de tubos y coraza debido a su amplio rango de

servicio y su alta resistencia a diversas condiciones de operacioacuten Normalmente la

transferencia de calor se produce por contacto directo del crudo emulsionado y del

fluido que proporcionaraacute calor usualmente el crudo pasa por los tubos y el fluido

de trabajo por la coraza esto ayuda a que exista un contacto total con turbulencia

del fluido de trabajo para quo no exista puntos muertos y que la transferencia de

calor sea maacutes eficiente Los intercambiadores de calor ademaacutes de ser eficientes

teacutermicamente su mantenimiento es faacutecil ya que uacutenicamente se lo realiza maacutes a

menudo al haz de tubos y los costos asociados a este son bajos

2542 Calentadores Directos

Este tipo de calentadores lleva a cabo la transferencia de calor por contacto

directo entre el crudo emulsionado y la superficie del calentador esto permite

manejar grandes voluacutemenes de fluido con un menor consumo de combustible Son

raacutepidos eficientes y de costo relativamente bajo La desventaja es que son

peligrosos a explosioacuten requieren de supervisioacuten constante y desperdician

productos livianos Su principal uso estaacute en calentar emulsiones no corrosivas que

esteacuten en baja presioacuten

2543 Calentadores Indirectos

Este tipo de calentadores la emulsioacuten fluye traveacutes de tubos sumergido en agua

donde la transferencia de calor se produce indirectamente por medio del agua que

estaacute alrededor del quemador y recibe de este el calor

Los calentadores indirectos presentan una ventaja de mantener la temperatura

constante y no presenta peligro de explosioacuten Como desventaja se puede notar

que requiere de varias horas para calentar despueacutes de un periacuteodo inactivo

Haciendo imposible tratar una emulsioacuten inmediatamente Sus capacidades son

aproximadamente de 2000 barriles de emulsioacuten por diacutea para un aumento de

temperatura de 100 ordmF

2544 Tratadores Teacutermicos

Los tratadores teacutermicos son equipos que combinan el proceso de calentamiento

con un sistema de coalescencia que ademaacutes de calentar el fluido se le da un

tiempo de retencioacuten para que se realice la separacioacuten de crudo y agua

emulsionada Son equipos que permiten desgasificar y drenar agua decantada La

norma API 5L recomienda el uso de estos equipos cuando el porcentaje de agua

emulsionada es menor o igual al 20 ademaacutes para una mejor eficiencia del

proceso de deshidratacioacuten es necesario determinar la temperatura a la cual el

crudo alcanza como miacutenimo una viscosidad de 150 SSU (25 ndash 30 Cp)

Tratamiento Mecaacutenico

Existen en la industria petrolera diversos procesos mecaacutenicos y fiacutesicos para

reducir el nivel de agua y sedimentos (AyS) del crudo producido a los liacutemites

establecidos entre operadoras y compradoras Antiguamente se contaban con

medios pocos desarrollados para realizar las labores de deshidratacioacuten de crudo

pero simultaacuteneamente con el desarrollo de la industria y con la consiguiente

necesidad de tratar el petroacuteleo producido se fueron desarrollando nuevas teacutecnicas

tendientes a lograr procesos de tratamiento con resultados tan satisfactorio como

fuera posible

Los principios en las cuales se basan para realizar la separacioacuten fiacutesica de vapor

liacutequidos o soacutelidos son el momentum oacute cantidad de movimiento la fuerza de

gravedad y la coalescencia como ya hemos mencionado Toda separacioacuten puede

emplear uno o maacutes de estos principios pero siempre las fases de los fluidos

deben ser inmiscibles y de diferentes densidades para que ocurra la separacioacuten

Dentro de esta gama de separadores mecaacutenicos se pueden mencionar por ser

los maacutes usados dentro de la industria petrolera los siguientes

A Separadores API

B Calentadores

C Despojadores de agua libre DAL

D Centrifugadores

E Platos Paralelos y Corrugados

En adelante se presentaraacuten algunos de los dispositivos de separacioacuten mecaacutenica

que se acaban de mencionar como lo son los separadores API y calentadores

dejando para capiacutetulos continuos la base teoacuterica de los otros restantes son los de

mayor intereacutes en esta investigacioacuten

A-Separadores API (Maston 1990)

Los separadores API son usados ampliamente en las refineriacuteas y son aceptados

generalmente como la norma en lo que a dispositivos de separacioacuten de

crudoagua se refiere Muchos autores dan recomendaciones de criterios de

disentildeo para estas unidades las cuales estaacuten compuestas de uno o maacutes canales

de flujo con una seccioacuten rectangular tanto horizontal como vertical Estos

recomiendan un ancho de canal de 6 a 20 ft (18 a 61 m) y una profundidad de 3 a

8 ft (091 a 244 m) Tambieacuten la relacioacuten anchoprofundidad esta restringida a

valores de 03 a 05 Modelos experimentales de separadores han mostrado bajas

eficiencias para relaciones anchoprofundidad por debajo de 02 El agua drenada

de los tanques fluye longitudinalmente a traveacutes de este canal mientras que las

gotas de crudo suben a la superficie para ser removidas

El criterio de disentildeo de los API (apeacutendice J) fue concebido para confirmar la

inherente suposicioacuten en este tipo de separadores crudoagua de que el mismo

criterio podriacutea ser aplicado a los DAL horizontales Este criterio incorpora un

disentildeo con diaacutemetro de gota de 0015 cm y asume que la velocidad de asenso

obedece a la ley de Stokes Las especificaciones de los separadores permiten que

las gotas de crudo lleguen a la superficie donde seraacuten removidas al final del

recorrido longitudinal El flujo es un factor intriacutenseco dentro de este criterio de

disentildeo el cual es un factor de compensacioacuten para cortocircuitos y turbulencia

necesaria

B-Calentadores

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

forma en que se aplica el calor

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

directo de la corriente alimentada con el calentador Aunque este tipo presenta

problemas de sedimentos y de corrosioacuten pueden manejar mayores voluacutemenes de

fluidos con menor gasto de combustible que los calentadores indirectos

Estos calentadores directos operan eficientemente en procesos operando en baja

presioacuten y donde los fluidos manejados no son muy corrosivos

El esquema tiacutepico de calentadores-tratadores directos tipo vertical y horizontal

se muestra en las figuras 27 y 28 respectivamente

El disentildeo normal de un tratador-calentador tipo vertical cumple las siguientes

funciones

1 Desgasificado de la emulsioacuten de entrada

2 Remocioacuten de arenas sedimentos y agua libre previo al calentamiento

3 Lavado con agua y calentamiento de la emulsioacuten

4 Coalescencia y asentamiento de las gotas de agua Coalescencia mecaacutenica

puede ser usada en eacutesta seccioacuten

El aceite deshidratado caliente puede ser usado para precalentar la emulsioacuten de

entrada usando un intercambiador de calor

Los calentadores-tratadores no son recomendables para remover grandes

cantidades de agua libre y eacutesta limitante llega a ser maacutes aguda en yacimientos

viejos con gran produccioacuten de agua congeacutenita En estos casos la instalacioacuten previa

de un DAL es una solucioacuten ideal

Las mismas funciones baacutesicas son previstas en un calentador directo tipo

horizontal como se muestra en la figura 29 La alimentacioacuten es parcialmente

desgasificada luego dirigida hacia la parte de abajo para la precipitacioacuten del agua

libre y la arena Despueacutes la alimentacioacuten es calentada y sufre una uacuteltima

desgasificacioacuten Posteriormente a traveacutes de un distribuidor pasa a un colector de

agua para finalmente pasar a la seccioacuten de coalescencia

Las partiacuteculas soacutelidas tales como arena escama productos de corrosioacuten se

depositaraacuten 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 alimentacioacuten

2 Bloquear la transferencia de calor y causar quemado del equipo de

calentamiento

3 Interferir los controles de nivel aacutenodos vaacutelvulas medidores y bombas

Asimismo pueden incrementar el crecimiento bacteriano y la velocidad de

corrosioacuten

Para prevenir la deposicioacuten de estos sedimentos se pueden instalar

hidrojets que operando a 30 psi por arriba de la presioacuten de operacioacuten del

calentador pueden remover los sedimentos para su drenado por la parte inferior

del recipiente

En los calentadores de tipo indirecto primero se calienta un fluido

Posteriormente a traveacutes de un intercambiador de calor el fluido de calentamiento

transfiere calor a la corriente de alimentacioacuten

En este tipo de calentadores disminuye el riesgo de explosioacuten y son utilizados en

instalaciones donde es posible recuperar calor tales como el gas caliente de

salida de las turbinas

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

ventajas

1 Reduce la viscosidad de la fase continua un incremento en la temperatura de

10degF baja la viscosidad de la emulsioacuten por un factor de 2

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

coalescencia

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

4 Promueve una mejor distribucioacuten del desemulsificante

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

Esto se logra manteniendo la temperatura del crudo por arriba de su punto de

nube

6 Debilita la peliacutecula de emulsificante que rodea a las gotas de agua

Sin embargo el calentamiento presenta las siguientes desventajas

1 Provoca la migracioacuten de los compuestos maacutes volaacutetiles del crudo hacia la fase

gaseosa Esta peacuterdida de ligeros en el crudo provoca una disminucioacuten de volumen

del crudo calentado (encogimiento) y una disminucioacuten en su gravedad API

2 Incrementa los costos de combustible

3 Incrementa los riesgos en las instalaciones

4 Requieren mayor instrumentacioacuten y control

5 Causa depoacutesitos de coke

PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN Y DESLADO DEL PETROacuteLEO CRUDO EN

REFINERIacuteA MADERO (PEMEX)

PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN DE LA ESTACIOacuteN DE PRODUCCION

CUYABENO-TRATAMIENTO QUIMICO

31 UBICACIOacuteN Y CONDICIONES DE OPERACIOacuteN

El aacuterea Cuyabeno tiene una estacioacuten de produccioacuten donde se procesa todo el

crudo agua y gas que producen los 21 pozos activos6 de los cuales 13 pozos

producen por bombeo hidraacuteulico (Power Oil BH) y 8 por bombeo electro

sumergible (BES) Este campo maneja actualmente una produccioacuten promedio de

8597 BPD de petroacuteleo de 258 degAPI 24911 BPD de agua de formacioacuten y 2322

MPCGD de gas asociado7 En la figura 31 se muestra la ubicacioacuten geograacutefica del

campo Cuyabeno

DESCRIPCIOacuteN DEL PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN

Luego de la etapa de separacioacuten la mezcla crudo-agua incluyendo el fluido

separado en el equipo trifaacutesico que se vuelve a unir a la descarga de los

separadores bifaacutesicos e ingresa a la bota desgasificadora donde se extrae el

remanente de gas en el fluido el cual es transferido a la tea de baja y por otro la

emulsioacuten crudo-agua a una presioacuten estimada de entre 20-18 psig sigue hacia el

tanque de lavado que tiene una capacidad en volumen de 18130 Bbls (H= 36

pies Oslash= 60 pies) el cual opera con un colchoacuten de agua promedio de 9 pies En

este recipiente por gravedad e inyeccioacuten de quiacutemicos principalmente el

demulsificante separa el crudo del agua El proceso de deshidratacioacuten actual

indica que el agua excedente del colchoacuten operativo (9 pies promedio) es utilizada

una parte para calentarla con un calentador artesanal usando un miacutenimo de gas

liberado desde los separadores de produccioacuten y prueba que pasan por tres

recipientes denominados depuradores o Scrubber tipo vertical donde se libera al

gas del contenido del liacutequido remanente que puede existir el agua caliente se

mezclaraacute con la emulsioacuten crudo-agua a la entrada del tanque de lavado con el fin

de facilitar la deshidratacioacuten a traveacutes de un equipo denominado Mezclador Estaacutetico

y el resto seraacute enviada al sistema de agua de reinyeccioacuten en el Anexo 7 se

muestra el Diagrama de tuberiacutea e Instrumentacioacuten (PG-CCY-M-002)

El equipo de calentamiento instalado es artesanal y por lo

mismo ineficiente en cuanto al gradiente de temperaturas obtenido (5-10degF)8 con

la que se obtiene una temperatura de crudo 112degF resultante de la mezcla no

recomendable para deshidratacioacuten En la figura 33 se muestra calentador de la

estacioacuten de Cuyabeno

331 TIPO DE QUIacuteMICOS INYECTADOS

El Campo Cuyabeno presenta para la deshidratacioacuten de crudo dos puntos

principales para la inyeccioacuten del quiacutemico como son el muacuteltiple de produccioacuten y

prueba como tambieacuten el ingreso a la bota desgasificadora en la Tabla 33 se

detallan los quiacutemicos inyectados como Demulsificante Antiparafiacutenico Dispersante

Soacutelidos Antiespumante ademaacutes en la tabla mencionada se presenta cantidades

inyectadas y costos de cada uno de los quiacutemicos9 Los productos demulsificantes

son utilizados para separar las moleacuteculas de crudo y agua emulsionadas con un

tiempo de contacto en el tanque de lavado para la determinacioacuten de la cantidad

de quiacutemico inyectado es necesario conocer el sistema de recoleccioacuten de crudo a

objeto de caracterizar las corrientes y determinar mediante anaacutelisis de laboratorio

el porcentaje de emulsioacuten tipo de emulsioacuten porcentaje de Agua libre y Gravedad

API (Normas ASTM D4007-2 Determinacioacuten de agua y sedimentos en crudo por

centrifugacioacuten y ASTM D287-92-2000 Determinacioacuten de la Gravedad API en

crudos y derivados Meacutetodo del Hidroacutemetro)

La parafina es una cera soacutelida del petroacuteleo de alto peso molecular (nuacutemero de

aacutetomos de carbonos presentes en el crudo mayor de 18 aacutetomos de carbonos)

tienen una temperatura de ablandamiento desde 60deg F a 215deg F

aproximadamente Dependiendo donde se presente el problema de precipitacioacuten

de parafina se debe seleccionar el punto de inyeccioacuten para separarlo En la

estacioacuten Cuyabeno se inyecta productos quiacutemicos antiparafiacutenico en el muacuteltiple de

produccioacuten

Los productos antiespumantes son utilizados en los crudos tendientes a formar

espuma a objeto de disiparla generalmente se inyectan en el muacuteltiple de

produccioacuten a cierta distancia del producto quiacutemico demulsificante o en la liacutenea de

entrada de los separadores bifaacutesicos o trifaacutesicos Estos productos son utilizados

cuando hay presencia de soacutelidos en el crudo estos soacutelidos estabilizan las

emulsiones y forman altas interfaces en los tanques de lavado lo que es negativo

para la deshidratacioacuten de crudo Los soacutelidos estaacuten impregnados de crudo que se

mantienen en suspensioacuten en la interface crudo-agua la funcioacuten de los

dispersantes de soacutelidos es cambiar la humectabilidad del soacutelido para que este

emigre de la fase acuosa y se separe Es importante conocer mediante anaacutelisis de

laboratorio en contenido de soacutelidos presentes en el crudo asiacute como el origen de

ello dependeraacute la seleccioacuten del producto quiacutemico dispersante Para la inyeccioacuten de

quiacutemicos se utilizan bombas en cumplimiento de la norma API STD 675 ldquoPositive

Displacement Pumps Controlledrdquo y tanques de fibra de vidrio reforzado de acuerdo

a API 12P ldquoSpecification for Fiberglass Reinforced Plastic Tanksrdquo incluyendo

ademaacutes las conexiones de proceso servicio e instrumentacioacuten hasta las vaacutelvulas

de bloqueo yo instrumento final para conectar al sistema de distribucioacuten En la

Figura 34 se observa la disposicioacuten del sistema de inyeccioacuten de quiacutemicos

incluyen las propiedades de los liacutequidos el porcentaje de cada uno y el tipo y la

cantidad de emulsificador presente

En raras ocasiones las emulsiones producidas en los campos son reversas o

invertidas es decir donde la fase dispersa es una gota de emulsioacuten petroacuteleo-agua

y la fase continua en petroacuteleo En la Figura 26 podemos estimar el porcentaje de

agua emulsionada contenida en el petroacuteleo

25 MEacuteTODOS DE TRATAMIENTO DE DESHIDRATACIOacuteN

La comercializacioacuten de petroacuteleo despueacutes de haber sido tratada debe cumplir

exigencias miacutenimas de calidad en cuanto a contenido de agua y sedimentos

(BSampW) y contenido de la sal (libras por mil barriles de petroacuteleo) En general las

refineriacuteas del no aceptan petroacuteleos crudos con valor BSampW superior al 1 o

contenidos de sal por encima de 15 libras por cada mil barriles de crudo Con el fin

de que el petroacuteleo cumpla con las condiciones de calidad es necesario tratar las

emulsiones para romperlas Para romper una emulsioacuten se debe debilitar

neutralizar o destruir la sustancia emulsificante con el fin de que las gotas de

agua puedan unirse y precipitarse por gravedad Las instalaciones tiacutepicas

disponen de varios meacutetodos como son los que se especifica a continuacioacuten

Tratamiento quiacutemico

Tratamiento gravitacional

Tratamiento electrostaacutetico

Tratamiento teacutermico

251 TRATAMIENTO QUIacuteMICO

El tratamiento quiacutemico consiste en agregar a la emulsioacuten ciertas sustancias

quiacutemicas conocidas como ldquoagentes demulsificantesrdquo las cuales se concentran

para atacar la sustancia emulsificante y destruir la emulsioacuten Los demulsificantes

tienen tres acciones principales

1 Fuerte atraccioacuten hacia la interface aceite-agua ellos deben desplazar o

neutralizar a los emulsificadores presentes en la peliacutecula de la interfase

2 Floculacioacuten neutralizan las cargas eleacutectricas repulsivas entre las gotas

dispersas permitiendo el contacto de las mismas

3 Coalescencia permiten que pequentildeas gotas se unan a gotas maacutes grandes que

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

rodea y estabiliza las gotas sea rota

Los demulsificantes son insolubles con el agua pero solubles en aceite esto sirve

para que puedan dispersarse y alcancen las gotas de agua en la fase crudo-agua

2511 Rangos de dosificacioacuten

La dosificacioacuten en forma de choque no es muy recomendable se debe realizar en

forma continua en la relacioacuten determinada en campo o en pruebas de laboratorio

(pruebas de botella5 2512 Seleccioacuten del tipo de demulsificante ) Los rangos de

dosificacioacuten 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

dosificacioacuten que los crudos ligeros

El exceso de dosificacioacuten de demulsificante incrementa los costos de tratamiento

incrementa el aceite contenido en el agua de formacioacuten puede estabilizar aun maacutes

la emulsioacuten regular (WO) y puede producir emulsiones inversas (OW)

2512 Seleccioacuten del tipo de demulsificante

La seleccioacuten de demulsificante se realiza mediante pruebas empiacutericas llamadas

pruebas de botella cuyo meacutetodo es especificado en la norma API MPMS 104

Las teoriacuteas de coacutemo actuacutean los desemulsificantes estaacuten incompletas

Estas teoriacuteas fallan al pretender explicar el funcionamiento de los diferentes tipos

de compuestos quiacutemicos Sin embargo dos generalidades son vaacutelidas

Primero los desemulsificantes efectivos tienen alto peso molecular que son

comparables a los surfactantes naturales Segundo usados como emulsificadores

los desemulsificantes tienden a producir emulsiones inversas(ow)

Una teoriacutea tradicional acerca de coacutemo trabajan los desemulsificantes es que ellos

neutralizan a los agentes emulsificadores en otras palabras rompen las

emulsiones wo al tender en forma natural a formar emulsiones ow Otra

explicacioacuten es que los desemulsificantes hacen que la peliacutecula que rodea a la gota

de agua se vuelva muy riacutegida o se contraiga para finalmente romperse

Los productos quiacutemicos desemulsificantes pueden caracterizarse como sigue

Esteres son buenos deshidratadores provocan una asentamiento lento de

las gotas de agua pero al sobre dosificarse provocan emulsiones inversas

(ow)

Di-epoacutexicos son excelentes deshidratadores pero provocan un

asentamiento lento de las gotas de agua

Uretanos buenos deshidratadores provocan un asentamiento lento de las

gotas de agua

Resinas son buenos deshidratadores provocan un asentamiento raacutepido de

las gotas de agua dan un agua separada limpia

Polialquilenos pobres deshidratadores lento asentamiento de las gotas de

agua

Glicoles requiere mezclarse con otros para aplicarse

Sulfonatos buenos humectantes de soacutelidos y tiene capacidad para el

asentamiento de las gotas de agua sobre dosificaacutendose no causa

emulsiones inversas (ow) pero pueden causar la precipitacioacuten de

partiacuteculas de sulfuro de fierro en el agua separada

Poliesteraminas agentes de superficie activa violentos deshidratan en

bajas dosificaciones al sobredosificarse producen emulsiones inversas

(ow)

Oxialquilados buenos agentes humectantes son usados en mezclas

Poliaminas son lentos en el asentamiento de las gotas de agua

Alcanolaminas son raacutepidos en el asentamiento de las gotas de agua

Un soacutelo compuesto quiacutemico no puede proveer las tres acciones requeridas

anteriormente citadas por lo que los desemulsificantes comerciales son una

mezcla de varios desemulsificantes baacutesicos (30-60 ) maacutes la adicioacuten de solventes

adecuados tales como nafta aromaacutetica pesada benceno tolueno o alcohol

isopropiacutelico para obtener un liacutequido que fluya a la menor temperatura esperada

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

puedan difundirse raacutepidamente a traveacutes de la fase de aceite y alcancen las gotas

de agua

Por el contrario los desemulsificantes para emulsiones inversas ow son muy

solubles en agua Comuacutenmente son poliaminas cuaternarias de amonio de alto

peso molecular mezcladas con aluminio hierro o cloruro de zinc

Los desemulsificantes deben ser dosificados en forma continua en la relacioacuten

determinada por pruebas de botella yo pruebas de campo La dosificacioacuten en

forma de choque no es muy recomendable Los rangos de dosificacioacuten 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 dosificacioacuten que los crudos

ligeros El exceso de dosificacioacuten de desemulsificante incrementa los costos de

tratamiento incrementa el aceite contenido en la salmuera separada puede

estabilizar auacuten maacutes la emulsioacuten regular (aguaaceite) y puede producir emulsiones

inversas (aceiteagua)

Los desemulsificantes deben ser inyectados tan temprano como sea posible (en el

fondo o en la cabeza del pozo) Esto permite maacutes tiempo de contacto y puede

prevenir la formacioacuten de emulsioacuten corriente abajo

La inyeccioacuten de desemulsificante antes de una bomba asegura un adecuado

contacto con el crudo y minimiza la formacioacuten de emulsioacuten por la accioacuten de la

bomba

La seleccioacuten y preparacioacuten del tipo de desemulsificante debe coincidir con el

recipiente de tratamiento de la emulsioacuten Los tanque de lavado que tienen largo

tiempo de retencioacuten (8-24 horas) requieren desemulsificantes de accioacuten lenta Por

otro lado los tratadores-calentadores y las unidades electrostaacuteticas con corto

tiempo de retencioacuten (15-60 minutos) requieren desemulsificantes de accioacuten muy

raacutepida Problemas como precipitacioacuten de parafinas en climas friacuteos incremento de

soacutelidos por workovers y adicioacuten de compuestos quiacutemicos para estimulacioacuten de

pozos pueden requerir el cambio del desemulsificante de liacutenea

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

permitir su completa identificacioacuten seleccionar el desemulsificante maacutes adecuado

es un arte y una ciencia La seleccioacuten estaacute basada en pruebas empiacutericas de

descrito en el meacutetodo API MPMS 104 (1988)

Obviamente para el eacutexito de la prueba de botella se requiere de una buena

muestra de la emulsioacuten del sistema Para que una muestra sea buena debe reunir

las siguientes caracteriacutesticas

1 Debe ser representativa de la corriente

2 Debe ser un compuesto de la produccioacuten de los pozos individuales que estaacuten

alimentando al tratador

3 Contener cantidades representativas de los quiacutemicos presentes en el sistema

tales como inhibidores de corrosioacuten y parafinas

4 Debe ser fresca para evitar la estabilizacioacuten por envejecimiento de la emulsioacuten

El tratamiento quiacutemico en general ofrece las siguientes ventajas

1 La formacioacuten de las emulsiones puede ser completamente prevenida

dosificando los desemulsificantes desde una etapa temprana del tratamiento

2 La emulsioacuten puede ser rota en friacuteo reduciendo los costos de calentamiento de

la emulsioacuten y la peacuterdida de gravedad asociada con el calentamiento

Las desventajas del tratamiento quiacutemico son

1 Una sobredosificacioacuten puede producir nuevas emulsiones que son a menudo

maacutes difiacuteciles de romper que las emulsiones originales

2 No siempre es econoacutemico romper las emulsiones soacutelo con el tratamiento

quiacutemico generalmente es necesario el uso de energiacutea adicional como

calentamiento o electricidad para reducir los costos del tratamiento quiacutemico

252 TRATAMIENTO GRAVITACIONAL

El meacutetodo por asentamiento gravitacional que consiste en la demulsificacioacuten del

agua en el crudo mediante tiempo de retencioacuten y diferencia de densidades se lleva

a cabo en dos diferentes equipos Eliminadores de agua libre (FWKO) y Tanque

de lavado (Wash Tank) Los eliminadores de agua libre (FWKO) sirven para

remover grandes cantidades de agua no emulsionada en la corriente de los fluidos

que llega a la estacioacuten desde los pozos productores y se asientan faacutecilmente en

menos de 5-20 minutos Estos recipientes se encuentran disentildeados bajo la norma

ASME SECCTION VIII

div 1 y en su parte interna estaacute constituido por bafles para direccionar los fluidos

y platos de coalescencia para deshidratar el gas natural El petroacuteleo separado del

agua libre al contener un porcentaje de agua emulsionada que variacutea entre 1 a 30

de BSW (corte de agua) lo cual implica tratarlo en otro sistema que es el tanque

de lavado (Wash Tank) estos tanques operan con la mitad de agua (colchoacuten de

agua) y la otra parte es petroacuteleo El crudo emulsionado entra en la parte inferior a

una altura de 3 pies de lo cual implica que el agua llegue con el crudo y entre en

contacto con el agua del tanque de lavado con lo que se lleva a cabo la

coalescencia del agua mediante el flujo que se ve forzada por bafles internos de la

cual permite incrementar el tempo de retencioacuten Los tanques de lavado se

encuentran disentildeados bajo la norma API 650 El tratamiento quiacutemico el tiempo de

retencioacuten del tanque de lavado y la diferencia de densidades del petroacuteleo y la

emulsioacuten permite que el petroacuteleo ascienda en la parte superior a formar parte de

la zona del petroacuteleo deshidratado este proceso de deshidratacioacuten en el tanque de

lavado se lleva a cabo en un tiempo de residencia que puede estar entre 3 y 36

horas

253 TRATAMIENTO ELECTROSTAacuteTICO

Cuando el crudo cuya gravedad se encuentran por debajo de los 12deg API ya no

resulta rentable utilizar los tanques de lavado para su deshidratacioacuten debido a su

velocidad de asentamiento para estos casos es necesariamente utilizar el meacutetodo

de deshidratacioacuten electrostaacutetica Este meacutetodo se basa principalmente por el efecto

que produce un campo eleacutectrico en la velocidad de asentamiento de las partiacuteculas

de agua contenidas en la emulsioacuten

2531 Principio electrostaacutetico de coalescencia

Este principio se basa en la estructura de la moleacutecula de agua Esta moleacutecula

responde a un campo eleacutectrico por su configuracioacuten Las gotas de agua que se

encuentran dispersas en el petroacuteleo formando la emulsioacuten estas gotas de agua

en su forma natural son esfeacutericas y se encuentran en el estado maacutes bajo de

energiacutea libre Por lo tanto la gota no es dipolar en su estado natural Sin embargo

al aplicarse un campo eleacutectrico se hace dipolar En este caso la gota pasa de una

forma esfeacuterica a una elipsoidal Las cargas positivas se encuentran en un extremo

del elipsoide y las cargas negativas en el otro extremo Cuando se produce la

elongacioacuten para que la gota alcance la forma elipsoidal se afecta la peliacutecula

superficial de la gota haciendo que las gotas adyacentes de diferente polaridad

eleacutectrica se atraigan y choquen formando asiacute la coalescencia dando origen a una

gota maacutes grande que cae con mayor rapidez

2532 Caracteriacutesticas de un coalescedor electrostaacutetico

Un deshidratador electrostaacutetico estaacute dividido en 3 secciones Figura 27 La

primera seccioacuten ocupa aproximadamente el 50 de su longitud y es llamada

ldquoSeccioacuten de calentamientordquo La segunda seccioacuten es llamada ldquoSeccioacuten central o

control de nivelrdquo y esta ocupa por alrededor del 10 de su longitud ubicada

adyacente a la seccioacuten de calentamiento La tercera seccioacuten ocupa el 40 de la

longitud del deshidratador y es denominada ldquoSeccioacuten de asentamientordquo del agua

suspendida para producir crudo limpio Las parrillas de electrodos de alto voltaje

estaacuten localizadas en la parte superior del recipiente arriba de la interface agua

aceite

La velocidad de asentamiento por gravedad es muy lenta tal como se expone en

la Ley de Stokes Por ejemplo una gota de agua de 20 micras de diaacutemetro en un

crudo de 33 degAPI a 100 degF y una viscosidad de 65 cp se asienta a una velocidad

de 007 fthr

La moleacutecula de agua es polar (figura 24) por lo tanto un campo eleacutectrico

incrementa la coalescencia de las gotas dispersas en el aceite por dos

mecanismos que actuacutean simultaacuteneamente (Lucas R N 1976)

1 Sometidas a un campo electrostaacutetico las gotas de agua adquieren una carga

eleacutectrica neta

2 La distribucioacuten al azar de las gotas de agua en el seno del aceite al pasar por el

campo electrostaacutetico se alinean con su carga positiva orientada al electrodo

cargado (negativo)

254 TRATAMIENTO TEacuteRMICO

El tratamiento teacutermico constituye un meacutetodo efectivo y econoacutemico para la

deshidratacioacuten del petroacuteleo y en la mayoriacutea de los casos se utiliza para ayudar en

otros procesos Antes de aplicar la transferencia de calor es necesario separar el

agua libre y el gas con el fin de reducir la energiacutea que se debe aplicar para

calentar el petroacuteleo ya que se requiere 350 BTU para calentar un barril de agua

en 1ordmF y solamente se requiere 150 BTU para calentar un barril de crudo El

calentamiento ayuda al rompimiento de las emulsiones debido a que tiene los

siguientes efectos sobre ella

bull Dilata la peliacutecula superficial que rodea a las gotas de agua debilitaacutendola y

facilitaacutendola la coalescencia entre ellas

bull Origina y aumenta el movimiento de las moleacuteculas de agua produciendo

colisiones cada vez maacutes violentas que ayudan tambieacuten al rompimiento de la

peliacutecula superficial que rodea a la moleacutecula de agua

bull Aumenta la diferencia de densidades entre agua y petroacuteleo facilitando tambieacuten

el asentamiento de las gotas de agua

bull Reduce la tensioacuten superficial del agua facilitando la unioacuten de las gotas ya que

tienden a tomar una superficie coacutencava y a ofrecer mayor superficie de contacto

con el petroacuteleo

bull Reduce la viscosidad del petroacuteleo

La aplicacioacuten de calor para romper la emulsioacuten se puede hacer por medio de

intercambiadores de calor calentadores directos o indirectos y tratadores

teacutermicos

2541 Intercambiadores de Calor

Los intercambiadores de calor son dispositivos en los cuales cumplen una funcioacuten

especiacutefica tal como indica su nombre intercambiar calor entre dos fluidos que no

se mezclan En los procesos petroleros el disentildeo exclusivo de los

intercambiadores de calor es el de tubos y coraza debido a su amplio rango de

servicio y su alta resistencia a diversas condiciones de operacioacuten Normalmente la

transferencia de calor se produce por contacto directo del crudo emulsionado y del

fluido que proporcionaraacute calor usualmente el crudo pasa por los tubos y el fluido

de trabajo por la coraza esto ayuda a que exista un contacto total con turbulencia

del fluido de trabajo para quo no exista puntos muertos y que la transferencia de

calor sea maacutes eficiente Los intercambiadores de calor ademaacutes de ser eficientes

teacutermicamente su mantenimiento es faacutecil ya que uacutenicamente se lo realiza maacutes a

menudo al haz de tubos y los costos asociados a este son bajos

2542 Calentadores Directos

Este tipo de calentadores lleva a cabo la transferencia de calor por contacto

directo entre el crudo emulsionado y la superficie del calentador esto permite

manejar grandes voluacutemenes de fluido con un menor consumo de combustible Son

raacutepidos eficientes y de costo relativamente bajo La desventaja es que son

peligrosos a explosioacuten requieren de supervisioacuten constante y desperdician

productos livianos Su principal uso estaacute en calentar emulsiones no corrosivas que

esteacuten en baja presioacuten

2543 Calentadores Indirectos

Este tipo de calentadores la emulsioacuten fluye traveacutes de tubos sumergido en agua

donde la transferencia de calor se produce indirectamente por medio del agua que

estaacute alrededor del quemador y recibe de este el calor

Los calentadores indirectos presentan una ventaja de mantener la temperatura

constante y no presenta peligro de explosioacuten Como desventaja se puede notar

que requiere de varias horas para calentar despueacutes de un periacuteodo inactivo

Haciendo imposible tratar una emulsioacuten inmediatamente Sus capacidades son

aproximadamente de 2000 barriles de emulsioacuten por diacutea para un aumento de

temperatura de 100 ordmF

2544 Tratadores Teacutermicos

Los tratadores teacutermicos son equipos que combinan el proceso de calentamiento

con un sistema de coalescencia que ademaacutes de calentar el fluido se le da un

tiempo de retencioacuten para que se realice la separacioacuten de crudo y agua

emulsionada Son equipos que permiten desgasificar y drenar agua decantada La

norma API 5L recomienda el uso de estos equipos cuando el porcentaje de agua

emulsionada es menor o igual al 20 ademaacutes para una mejor eficiencia del

proceso de deshidratacioacuten es necesario determinar la temperatura a la cual el

crudo alcanza como miacutenimo una viscosidad de 150 SSU (25 ndash 30 Cp)

Tratamiento Mecaacutenico

Existen en la industria petrolera diversos procesos mecaacutenicos y fiacutesicos para

reducir el nivel de agua y sedimentos (AyS) del crudo producido a los liacutemites

establecidos entre operadoras y compradoras Antiguamente se contaban con

medios pocos desarrollados para realizar las labores de deshidratacioacuten de crudo

pero simultaacuteneamente con el desarrollo de la industria y con la consiguiente

necesidad de tratar el petroacuteleo producido se fueron desarrollando nuevas teacutecnicas

tendientes a lograr procesos de tratamiento con resultados tan satisfactorio como

fuera posible

Los principios en las cuales se basan para realizar la separacioacuten fiacutesica de vapor

liacutequidos o soacutelidos son el momentum oacute cantidad de movimiento la fuerza de

gravedad y la coalescencia como ya hemos mencionado Toda separacioacuten puede

emplear uno o maacutes de estos principios pero siempre las fases de los fluidos

deben ser inmiscibles y de diferentes densidades para que ocurra la separacioacuten

Dentro de esta gama de separadores mecaacutenicos se pueden mencionar por ser

los maacutes usados dentro de la industria petrolera los siguientes

A Separadores API

B Calentadores

C Despojadores de agua libre DAL

D Centrifugadores

E Platos Paralelos y Corrugados

En adelante se presentaraacuten algunos de los dispositivos de separacioacuten mecaacutenica

que se acaban de mencionar como lo son los separadores API y calentadores

dejando para capiacutetulos continuos la base teoacuterica de los otros restantes son los de

mayor intereacutes en esta investigacioacuten

A-Separadores API (Maston 1990)

Los separadores API son usados ampliamente en las refineriacuteas y son aceptados

generalmente como la norma en lo que a dispositivos de separacioacuten de

crudoagua se refiere Muchos autores dan recomendaciones de criterios de

disentildeo para estas unidades las cuales estaacuten compuestas de uno o maacutes canales

de flujo con una seccioacuten rectangular tanto horizontal como vertical Estos

recomiendan un ancho de canal de 6 a 20 ft (18 a 61 m) y una profundidad de 3 a

8 ft (091 a 244 m) Tambieacuten la relacioacuten anchoprofundidad esta restringida a

valores de 03 a 05 Modelos experimentales de separadores han mostrado bajas

eficiencias para relaciones anchoprofundidad por debajo de 02 El agua drenada

de los tanques fluye longitudinalmente a traveacutes de este canal mientras que las

gotas de crudo suben a la superficie para ser removidas

El criterio de disentildeo de los API (apeacutendice J) fue concebido para confirmar la

inherente suposicioacuten en este tipo de separadores crudoagua de que el mismo

criterio podriacutea ser aplicado a los DAL horizontales Este criterio incorpora un

disentildeo con diaacutemetro de gota de 0015 cm y asume que la velocidad de asenso

obedece a la ley de Stokes Las especificaciones de los separadores permiten que

las gotas de crudo lleguen a la superficie donde seraacuten removidas al final del

recorrido longitudinal El flujo es un factor intriacutenseco dentro de este criterio de

disentildeo el cual es un factor de compensacioacuten para cortocircuitos y turbulencia

necesaria

B-Calentadores

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

forma en que se aplica el calor

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

directo de la corriente alimentada con el calentador Aunque este tipo presenta

problemas de sedimentos y de corrosioacuten pueden manejar mayores voluacutemenes de

fluidos con menor gasto de combustible que los calentadores indirectos

Estos calentadores directos operan eficientemente en procesos operando en baja

presioacuten y donde los fluidos manejados no son muy corrosivos

El esquema tiacutepico de calentadores-tratadores directos tipo vertical y horizontal

se muestra en las figuras 27 y 28 respectivamente

El disentildeo normal de un tratador-calentador tipo vertical cumple las siguientes

funciones

1 Desgasificado de la emulsioacuten de entrada

2 Remocioacuten de arenas sedimentos y agua libre previo al calentamiento

3 Lavado con agua y calentamiento de la emulsioacuten

4 Coalescencia y asentamiento de las gotas de agua Coalescencia mecaacutenica

puede ser usada en eacutesta seccioacuten

El aceite deshidratado caliente puede ser usado para precalentar la emulsioacuten de

entrada usando un intercambiador de calor

Los calentadores-tratadores no son recomendables para remover grandes

cantidades de agua libre y eacutesta limitante llega a ser maacutes aguda en yacimientos

viejos con gran produccioacuten de agua congeacutenita En estos casos la instalacioacuten previa

de un DAL es una solucioacuten ideal

Las mismas funciones baacutesicas son previstas en un calentador directo tipo

horizontal como se muestra en la figura 29 La alimentacioacuten es parcialmente

desgasificada luego dirigida hacia la parte de abajo para la precipitacioacuten del agua

libre y la arena Despueacutes la alimentacioacuten es calentada y sufre una uacuteltima

desgasificacioacuten Posteriormente a traveacutes de un distribuidor pasa a un colector de

agua para finalmente pasar a la seccioacuten de coalescencia

Las partiacuteculas soacutelidas tales como arena escama productos de corrosioacuten se

depositaraacuten 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 alimentacioacuten

2 Bloquear la transferencia de calor y causar quemado del equipo de

calentamiento

3 Interferir los controles de nivel aacutenodos vaacutelvulas medidores y bombas

Asimismo pueden incrementar el crecimiento bacteriano y la velocidad de

corrosioacuten

Para prevenir la deposicioacuten de estos sedimentos se pueden instalar

hidrojets que operando a 30 psi por arriba de la presioacuten de operacioacuten del

calentador pueden remover los sedimentos para su drenado por la parte inferior

del recipiente

En los calentadores de tipo indirecto primero se calienta un fluido

Posteriormente a traveacutes de un intercambiador de calor el fluido de calentamiento

transfiere calor a la corriente de alimentacioacuten

En este tipo de calentadores disminuye el riesgo de explosioacuten y son utilizados en

instalaciones donde es posible recuperar calor tales como el gas caliente de

salida de las turbinas

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

ventajas

1 Reduce la viscosidad de la fase continua un incremento en la temperatura de

10degF baja la viscosidad de la emulsioacuten por un factor de 2

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

coalescencia

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

4 Promueve una mejor distribucioacuten del desemulsificante

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

Esto se logra manteniendo la temperatura del crudo por arriba de su punto de

nube

6 Debilita la peliacutecula de emulsificante que rodea a las gotas de agua

Sin embargo el calentamiento presenta las siguientes desventajas

1 Provoca la migracioacuten de los compuestos maacutes volaacutetiles del crudo hacia la fase

gaseosa Esta peacuterdida de ligeros en el crudo provoca una disminucioacuten de volumen

del crudo calentado (encogimiento) y una disminucioacuten en su gravedad API

2 Incrementa los costos de combustible

3 Incrementa los riesgos en las instalaciones

4 Requieren mayor instrumentacioacuten y control

5 Causa depoacutesitos de coke

PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN Y DESLADO DEL PETROacuteLEO CRUDO EN

REFINERIacuteA MADERO (PEMEX)

PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN DE LA ESTACIOacuteN DE PRODUCCION

CUYABENO-TRATAMIENTO QUIMICO

31 UBICACIOacuteN Y CONDICIONES DE OPERACIOacuteN

El aacuterea Cuyabeno tiene una estacioacuten de produccioacuten donde se procesa todo el

crudo agua y gas que producen los 21 pozos activos6 de los cuales 13 pozos

producen por bombeo hidraacuteulico (Power Oil BH) y 8 por bombeo electro

sumergible (BES) Este campo maneja actualmente una produccioacuten promedio de

8597 BPD de petroacuteleo de 258 degAPI 24911 BPD de agua de formacioacuten y 2322

MPCGD de gas asociado7 En la figura 31 se muestra la ubicacioacuten geograacutefica del

campo Cuyabeno

DESCRIPCIOacuteN DEL PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN

Luego de la etapa de separacioacuten la mezcla crudo-agua incluyendo el fluido

separado en el equipo trifaacutesico que se vuelve a unir a la descarga de los

separadores bifaacutesicos e ingresa a la bota desgasificadora donde se extrae el

remanente de gas en el fluido el cual es transferido a la tea de baja y por otro la

emulsioacuten crudo-agua a una presioacuten estimada de entre 20-18 psig sigue hacia el

tanque de lavado que tiene una capacidad en volumen de 18130 Bbls (H= 36

pies Oslash= 60 pies) el cual opera con un colchoacuten de agua promedio de 9 pies En

este recipiente por gravedad e inyeccioacuten de quiacutemicos principalmente el

demulsificante separa el crudo del agua El proceso de deshidratacioacuten actual

indica que el agua excedente del colchoacuten operativo (9 pies promedio) es utilizada

una parte para calentarla con un calentador artesanal usando un miacutenimo de gas

liberado desde los separadores de produccioacuten y prueba que pasan por tres

recipientes denominados depuradores o Scrubber tipo vertical donde se libera al

gas del contenido del liacutequido remanente que puede existir el agua caliente se

mezclaraacute con la emulsioacuten crudo-agua a la entrada del tanque de lavado con el fin

de facilitar la deshidratacioacuten a traveacutes de un equipo denominado Mezclador Estaacutetico

y el resto seraacute enviada al sistema de agua de reinyeccioacuten en el Anexo 7 se

muestra el Diagrama de tuberiacutea e Instrumentacioacuten (PG-CCY-M-002)

El equipo de calentamiento instalado es artesanal y por lo

mismo ineficiente en cuanto al gradiente de temperaturas obtenido (5-10degF)8 con

la que se obtiene una temperatura de crudo 112degF resultante de la mezcla no

recomendable para deshidratacioacuten En la figura 33 se muestra calentador de la

estacioacuten de Cuyabeno

331 TIPO DE QUIacuteMICOS INYECTADOS

El Campo Cuyabeno presenta para la deshidratacioacuten de crudo dos puntos

principales para la inyeccioacuten del quiacutemico como son el muacuteltiple de produccioacuten y

prueba como tambieacuten el ingreso a la bota desgasificadora en la Tabla 33 se

detallan los quiacutemicos inyectados como Demulsificante Antiparafiacutenico Dispersante

Soacutelidos Antiespumante ademaacutes en la tabla mencionada se presenta cantidades

inyectadas y costos de cada uno de los quiacutemicos9 Los productos demulsificantes

son utilizados para separar las moleacuteculas de crudo y agua emulsionadas con un

tiempo de contacto en el tanque de lavado para la determinacioacuten de la cantidad

de quiacutemico inyectado es necesario conocer el sistema de recoleccioacuten de crudo a

objeto de caracterizar las corrientes y determinar mediante anaacutelisis de laboratorio

el porcentaje de emulsioacuten tipo de emulsioacuten porcentaje de Agua libre y Gravedad

API (Normas ASTM D4007-2 Determinacioacuten de agua y sedimentos en crudo por

centrifugacioacuten y ASTM D287-92-2000 Determinacioacuten de la Gravedad API en

crudos y derivados Meacutetodo del Hidroacutemetro)

La parafina es una cera soacutelida del petroacuteleo de alto peso molecular (nuacutemero de

aacutetomos de carbonos presentes en el crudo mayor de 18 aacutetomos de carbonos)

tienen una temperatura de ablandamiento desde 60deg F a 215deg F

aproximadamente Dependiendo donde se presente el problema de precipitacioacuten

de parafina se debe seleccionar el punto de inyeccioacuten para separarlo En la

estacioacuten Cuyabeno se inyecta productos quiacutemicos antiparafiacutenico en el muacuteltiple de

produccioacuten

Los productos antiespumantes son utilizados en los crudos tendientes a formar

espuma a objeto de disiparla generalmente se inyectan en el muacuteltiple de

produccioacuten a cierta distancia del producto quiacutemico demulsificante o en la liacutenea de

entrada de los separadores bifaacutesicos o trifaacutesicos Estos productos son utilizados

cuando hay presencia de soacutelidos en el crudo estos soacutelidos estabilizan las

emulsiones y forman altas interfaces en los tanques de lavado lo que es negativo

para la deshidratacioacuten de crudo Los soacutelidos estaacuten impregnados de crudo que se

mantienen en suspensioacuten en la interface crudo-agua la funcioacuten de los

dispersantes de soacutelidos es cambiar la humectabilidad del soacutelido para que este

emigre de la fase acuosa y se separe Es importante conocer mediante anaacutelisis de

laboratorio en contenido de soacutelidos presentes en el crudo asiacute como el origen de

ello dependeraacute la seleccioacuten del producto quiacutemico dispersante Para la inyeccioacuten de

quiacutemicos se utilizan bombas en cumplimiento de la norma API STD 675 ldquoPositive

Displacement Pumps Controlledrdquo y tanques de fibra de vidrio reforzado de acuerdo

a API 12P ldquoSpecification for Fiberglass Reinforced Plastic Tanksrdquo incluyendo

ademaacutes las conexiones de proceso servicio e instrumentacioacuten hasta las vaacutelvulas

de bloqueo yo instrumento final para conectar al sistema de distribucioacuten En la

Figura 34 se observa la disposicioacuten del sistema de inyeccioacuten de quiacutemicos

agua puedan unirse y precipitarse por gravedad Las instalaciones tiacutepicas

disponen de varios meacutetodos como son los que se especifica a continuacioacuten

Tratamiento quiacutemico

Tratamiento gravitacional

Tratamiento electrostaacutetico

Tratamiento teacutermico

251 TRATAMIENTO QUIacuteMICO

El tratamiento quiacutemico consiste en agregar a la emulsioacuten ciertas sustancias

quiacutemicas conocidas como ldquoagentes demulsificantesrdquo las cuales se concentran

para atacar la sustancia emulsificante y destruir la emulsioacuten Los demulsificantes

tienen tres acciones principales

1 Fuerte atraccioacuten hacia la interface aceite-agua ellos deben desplazar o

neutralizar a los emulsificadores presentes en la peliacutecula de la interfase

2 Floculacioacuten neutralizan las cargas eleacutectricas repulsivas entre las gotas

dispersas permitiendo el contacto de las mismas

3 Coalescencia permiten que pequentildeas gotas se unan a gotas maacutes grandes que

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

rodea y estabiliza las gotas sea rota

Los demulsificantes son insolubles con el agua pero solubles en aceite esto sirve

para que puedan dispersarse y alcancen las gotas de agua en la fase crudo-agua

2511 Rangos de dosificacioacuten

La dosificacioacuten en forma de choque no es muy recomendable se debe realizar en

forma continua en la relacioacuten determinada en campo o en pruebas de laboratorio

(pruebas de botella5 2512 Seleccioacuten del tipo de demulsificante ) Los rangos de

dosificacioacuten 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

dosificacioacuten que los crudos ligeros

El exceso de dosificacioacuten de demulsificante incrementa los costos de tratamiento

incrementa el aceite contenido en el agua de formacioacuten puede estabilizar aun maacutes

la emulsioacuten regular (WO) y puede producir emulsiones inversas (OW)

2512 Seleccioacuten del tipo de demulsificante

La seleccioacuten de demulsificante se realiza mediante pruebas empiacutericas llamadas

pruebas de botella cuyo meacutetodo es especificado en la norma API MPMS 104

Las teoriacuteas de coacutemo actuacutean los desemulsificantes estaacuten incompletas

Estas teoriacuteas fallan al pretender explicar el funcionamiento de los diferentes tipos

de compuestos quiacutemicos Sin embargo dos generalidades son vaacutelidas

Primero los desemulsificantes efectivos tienen alto peso molecular que son

comparables a los surfactantes naturales Segundo usados como emulsificadores

los desemulsificantes tienden a producir emulsiones inversas(ow)

Una teoriacutea tradicional acerca de coacutemo trabajan los desemulsificantes es que ellos

neutralizan a los agentes emulsificadores en otras palabras rompen las

emulsiones wo al tender en forma natural a formar emulsiones ow Otra

explicacioacuten es que los desemulsificantes hacen que la peliacutecula que rodea a la gota

de agua se vuelva muy riacutegida o se contraiga para finalmente romperse

Los productos quiacutemicos desemulsificantes pueden caracterizarse como sigue

Esteres son buenos deshidratadores provocan una asentamiento lento de

las gotas de agua pero al sobre dosificarse provocan emulsiones inversas

(ow)

Di-epoacutexicos son excelentes deshidratadores pero provocan un

asentamiento lento de las gotas de agua

Uretanos buenos deshidratadores provocan un asentamiento lento de las

gotas de agua

Resinas son buenos deshidratadores provocan un asentamiento raacutepido de

las gotas de agua dan un agua separada limpia

Polialquilenos pobres deshidratadores lento asentamiento de las gotas de

agua

Glicoles requiere mezclarse con otros para aplicarse

Sulfonatos buenos humectantes de soacutelidos y tiene capacidad para el

asentamiento de las gotas de agua sobre dosificaacutendose no causa

emulsiones inversas (ow) pero pueden causar la precipitacioacuten de

partiacuteculas de sulfuro de fierro en el agua separada

Poliesteraminas agentes de superficie activa violentos deshidratan en

bajas dosificaciones al sobredosificarse producen emulsiones inversas

(ow)

Oxialquilados buenos agentes humectantes son usados en mezclas

Poliaminas son lentos en el asentamiento de las gotas de agua

Alcanolaminas son raacutepidos en el asentamiento de las gotas de agua

Un soacutelo compuesto quiacutemico no puede proveer las tres acciones requeridas

anteriormente citadas por lo que los desemulsificantes comerciales son una

mezcla de varios desemulsificantes baacutesicos (30-60 ) maacutes la adicioacuten de solventes

adecuados tales como nafta aromaacutetica pesada benceno tolueno o alcohol

isopropiacutelico para obtener un liacutequido que fluya a la menor temperatura esperada

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

puedan difundirse raacutepidamente a traveacutes de la fase de aceite y alcancen las gotas

de agua

Por el contrario los desemulsificantes para emulsiones inversas ow son muy

solubles en agua Comuacutenmente son poliaminas cuaternarias de amonio de alto

peso molecular mezcladas con aluminio hierro o cloruro de zinc

Los desemulsificantes deben ser dosificados en forma continua en la relacioacuten

determinada por pruebas de botella yo pruebas de campo La dosificacioacuten en

forma de choque no es muy recomendable Los rangos de dosificacioacuten 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 dosificacioacuten que los crudos

ligeros El exceso de dosificacioacuten de desemulsificante incrementa los costos de

tratamiento incrementa el aceite contenido en la salmuera separada puede

estabilizar auacuten maacutes la emulsioacuten regular (aguaaceite) y puede producir emulsiones

inversas (aceiteagua)

Los desemulsificantes deben ser inyectados tan temprano como sea posible (en el

fondo o en la cabeza del pozo) Esto permite maacutes tiempo de contacto y puede

prevenir la formacioacuten de emulsioacuten corriente abajo

La inyeccioacuten de desemulsificante antes de una bomba asegura un adecuado

contacto con el crudo y minimiza la formacioacuten de emulsioacuten por la accioacuten de la

bomba

La seleccioacuten y preparacioacuten del tipo de desemulsificante debe coincidir con el

recipiente de tratamiento de la emulsioacuten Los tanque de lavado que tienen largo

tiempo de retencioacuten (8-24 horas) requieren desemulsificantes de accioacuten lenta Por

otro lado los tratadores-calentadores y las unidades electrostaacuteticas con corto

tiempo de retencioacuten (15-60 minutos) requieren desemulsificantes de accioacuten muy

raacutepida Problemas como precipitacioacuten de parafinas en climas friacuteos incremento de

soacutelidos por workovers y adicioacuten de compuestos quiacutemicos para estimulacioacuten de

pozos pueden requerir el cambio del desemulsificante de liacutenea

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

permitir su completa identificacioacuten seleccionar el desemulsificante maacutes adecuado

es un arte y una ciencia La seleccioacuten estaacute basada en pruebas empiacutericas de

descrito en el meacutetodo API MPMS 104 (1988)

Obviamente para el eacutexito de la prueba de botella se requiere de una buena

muestra de la emulsioacuten del sistema Para que una muestra sea buena debe reunir

las siguientes caracteriacutesticas

1 Debe ser representativa de la corriente

2 Debe ser un compuesto de la produccioacuten de los pozos individuales que estaacuten

alimentando al tratador

3 Contener cantidades representativas de los quiacutemicos presentes en el sistema

tales como inhibidores de corrosioacuten y parafinas

4 Debe ser fresca para evitar la estabilizacioacuten por envejecimiento de la emulsioacuten

El tratamiento quiacutemico en general ofrece las siguientes ventajas

1 La formacioacuten de las emulsiones puede ser completamente prevenida

dosificando los desemulsificantes desde una etapa temprana del tratamiento

2 La emulsioacuten puede ser rota en friacuteo reduciendo los costos de calentamiento de

la emulsioacuten y la peacuterdida de gravedad asociada con el calentamiento

Las desventajas del tratamiento quiacutemico son

1 Una sobredosificacioacuten puede producir nuevas emulsiones que son a menudo

maacutes difiacuteciles de romper que las emulsiones originales

2 No siempre es econoacutemico romper las emulsiones soacutelo con el tratamiento

quiacutemico generalmente es necesario el uso de energiacutea adicional como

calentamiento o electricidad para reducir los costos del tratamiento quiacutemico

252 TRATAMIENTO GRAVITACIONAL

El meacutetodo por asentamiento gravitacional que consiste en la demulsificacioacuten del

agua en el crudo mediante tiempo de retencioacuten y diferencia de densidades se lleva

a cabo en dos diferentes equipos Eliminadores de agua libre (FWKO) y Tanque

de lavado (Wash Tank) Los eliminadores de agua libre (FWKO) sirven para

remover grandes cantidades de agua no emulsionada en la corriente de los fluidos

que llega a la estacioacuten desde los pozos productores y se asientan faacutecilmente en

menos de 5-20 minutos Estos recipientes se encuentran disentildeados bajo la norma

ASME SECCTION VIII

div 1 y en su parte interna estaacute constituido por bafles para direccionar los fluidos

y platos de coalescencia para deshidratar el gas natural El petroacuteleo separado del

agua libre al contener un porcentaje de agua emulsionada que variacutea entre 1 a 30

de BSW (corte de agua) lo cual implica tratarlo en otro sistema que es el tanque

de lavado (Wash Tank) estos tanques operan con la mitad de agua (colchoacuten de

agua) y la otra parte es petroacuteleo El crudo emulsionado entra en la parte inferior a

una altura de 3 pies de lo cual implica que el agua llegue con el crudo y entre en

contacto con el agua del tanque de lavado con lo que se lleva a cabo la

coalescencia del agua mediante el flujo que se ve forzada por bafles internos de la

cual permite incrementar el tempo de retencioacuten Los tanques de lavado se

encuentran disentildeados bajo la norma API 650 El tratamiento quiacutemico el tiempo de

retencioacuten del tanque de lavado y la diferencia de densidades del petroacuteleo y la

emulsioacuten permite que el petroacuteleo ascienda en la parte superior a formar parte de

la zona del petroacuteleo deshidratado este proceso de deshidratacioacuten en el tanque de

lavado se lleva a cabo en un tiempo de residencia que puede estar entre 3 y 36

horas

253 TRATAMIENTO ELECTROSTAacuteTICO

Cuando el crudo cuya gravedad se encuentran por debajo de los 12deg API ya no

resulta rentable utilizar los tanques de lavado para su deshidratacioacuten debido a su

velocidad de asentamiento para estos casos es necesariamente utilizar el meacutetodo

de deshidratacioacuten electrostaacutetica Este meacutetodo se basa principalmente por el efecto

que produce un campo eleacutectrico en la velocidad de asentamiento de las partiacuteculas

de agua contenidas en la emulsioacuten

2531 Principio electrostaacutetico de coalescencia

Este principio se basa en la estructura de la moleacutecula de agua Esta moleacutecula

responde a un campo eleacutectrico por su configuracioacuten Las gotas de agua que se

encuentran dispersas en el petroacuteleo formando la emulsioacuten estas gotas de agua

en su forma natural son esfeacutericas y se encuentran en el estado maacutes bajo de

energiacutea libre Por lo tanto la gota no es dipolar en su estado natural Sin embargo

al aplicarse un campo eleacutectrico se hace dipolar En este caso la gota pasa de una

forma esfeacuterica a una elipsoidal Las cargas positivas se encuentran en un extremo

del elipsoide y las cargas negativas en el otro extremo Cuando se produce la

elongacioacuten para que la gota alcance la forma elipsoidal se afecta la peliacutecula

superficial de la gota haciendo que las gotas adyacentes de diferente polaridad

eleacutectrica se atraigan y choquen formando asiacute la coalescencia dando origen a una

gota maacutes grande que cae con mayor rapidez

2532 Caracteriacutesticas de un coalescedor electrostaacutetico

Un deshidratador electrostaacutetico estaacute dividido en 3 secciones Figura 27 La

primera seccioacuten ocupa aproximadamente el 50 de su longitud y es llamada

ldquoSeccioacuten de calentamientordquo La segunda seccioacuten es llamada ldquoSeccioacuten central o

control de nivelrdquo y esta ocupa por alrededor del 10 de su longitud ubicada

adyacente a la seccioacuten de calentamiento La tercera seccioacuten ocupa el 40 de la

longitud del deshidratador y es denominada ldquoSeccioacuten de asentamientordquo del agua

suspendida para producir crudo limpio Las parrillas de electrodos de alto voltaje

estaacuten localizadas en la parte superior del recipiente arriba de la interface agua

aceite

La velocidad de asentamiento por gravedad es muy lenta tal como se expone en

la Ley de Stokes Por ejemplo una gota de agua de 20 micras de diaacutemetro en un

crudo de 33 degAPI a 100 degF y una viscosidad de 65 cp se asienta a una velocidad

de 007 fthr

La moleacutecula de agua es polar (figura 24) por lo tanto un campo eleacutectrico

incrementa la coalescencia de las gotas dispersas en el aceite por dos

mecanismos que actuacutean simultaacuteneamente (Lucas R N 1976)

1 Sometidas a un campo electrostaacutetico las gotas de agua adquieren una carga

eleacutectrica neta

2 La distribucioacuten al azar de las gotas de agua en el seno del aceite al pasar por el

campo electrostaacutetico se alinean con su carga positiva orientada al electrodo

cargado (negativo)

254 TRATAMIENTO TEacuteRMICO

El tratamiento teacutermico constituye un meacutetodo efectivo y econoacutemico para la

deshidratacioacuten del petroacuteleo y en la mayoriacutea de los casos se utiliza para ayudar en

otros procesos Antes de aplicar la transferencia de calor es necesario separar el

agua libre y el gas con el fin de reducir la energiacutea que se debe aplicar para

calentar el petroacuteleo ya que se requiere 350 BTU para calentar un barril de agua

en 1ordmF y solamente se requiere 150 BTU para calentar un barril de crudo El

calentamiento ayuda al rompimiento de las emulsiones debido a que tiene los

siguientes efectos sobre ella

bull Dilata la peliacutecula superficial que rodea a las gotas de agua debilitaacutendola y

facilitaacutendola la coalescencia entre ellas

bull Origina y aumenta el movimiento de las moleacuteculas de agua produciendo

colisiones cada vez maacutes violentas que ayudan tambieacuten al rompimiento de la

peliacutecula superficial que rodea a la moleacutecula de agua

bull Aumenta la diferencia de densidades entre agua y petroacuteleo facilitando tambieacuten

el asentamiento de las gotas de agua

bull Reduce la tensioacuten superficial del agua facilitando la unioacuten de las gotas ya que

tienden a tomar una superficie coacutencava y a ofrecer mayor superficie de contacto

con el petroacuteleo

bull Reduce la viscosidad del petroacuteleo

La aplicacioacuten de calor para romper la emulsioacuten se puede hacer por medio de

intercambiadores de calor calentadores directos o indirectos y tratadores

teacutermicos

2541 Intercambiadores de Calor

Los intercambiadores de calor son dispositivos en los cuales cumplen una funcioacuten

especiacutefica tal como indica su nombre intercambiar calor entre dos fluidos que no

se mezclan En los procesos petroleros el disentildeo exclusivo de los

intercambiadores de calor es el de tubos y coraza debido a su amplio rango de

servicio y su alta resistencia a diversas condiciones de operacioacuten Normalmente la

transferencia de calor se produce por contacto directo del crudo emulsionado y del

fluido que proporcionaraacute calor usualmente el crudo pasa por los tubos y el fluido

de trabajo por la coraza esto ayuda a que exista un contacto total con turbulencia

del fluido de trabajo para quo no exista puntos muertos y que la transferencia de

calor sea maacutes eficiente Los intercambiadores de calor ademaacutes de ser eficientes

teacutermicamente su mantenimiento es faacutecil ya que uacutenicamente se lo realiza maacutes a

menudo al haz de tubos y los costos asociados a este son bajos

2542 Calentadores Directos

Este tipo de calentadores lleva a cabo la transferencia de calor por contacto

directo entre el crudo emulsionado y la superficie del calentador esto permite

manejar grandes voluacutemenes de fluido con un menor consumo de combustible Son

raacutepidos eficientes y de costo relativamente bajo La desventaja es que son

peligrosos a explosioacuten requieren de supervisioacuten constante y desperdician

productos livianos Su principal uso estaacute en calentar emulsiones no corrosivas que

esteacuten en baja presioacuten

2543 Calentadores Indirectos

Este tipo de calentadores la emulsioacuten fluye traveacutes de tubos sumergido en agua

donde la transferencia de calor se produce indirectamente por medio del agua que

estaacute alrededor del quemador y recibe de este el calor

Los calentadores indirectos presentan una ventaja de mantener la temperatura

constante y no presenta peligro de explosioacuten Como desventaja se puede notar

que requiere de varias horas para calentar despueacutes de un periacuteodo inactivo

Haciendo imposible tratar una emulsioacuten inmediatamente Sus capacidades son

aproximadamente de 2000 barriles de emulsioacuten por diacutea para un aumento de

temperatura de 100 ordmF

2544 Tratadores Teacutermicos

Los tratadores teacutermicos son equipos que combinan el proceso de calentamiento

con un sistema de coalescencia que ademaacutes de calentar el fluido se le da un

tiempo de retencioacuten para que se realice la separacioacuten de crudo y agua

emulsionada Son equipos que permiten desgasificar y drenar agua decantada La

norma API 5L recomienda el uso de estos equipos cuando el porcentaje de agua

emulsionada es menor o igual al 20 ademaacutes para una mejor eficiencia del

proceso de deshidratacioacuten es necesario determinar la temperatura a la cual el

crudo alcanza como miacutenimo una viscosidad de 150 SSU (25 ndash 30 Cp)

Tratamiento Mecaacutenico

Existen en la industria petrolera diversos procesos mecaacutenicos y fiacutesicos para

reducir el nivel de agua y sedimentos (AyS) del crudo producido a los liacutemites

establecidos entre operadoras y compradoras Antiguamente se contaban con

medios pocos desarrollados para realizar las labores de deshidratacioacuten de crudo

pero simultaacuteneamente con el desarrollo de la industria y con la consiguiente

necesidad de tratar el petroacuteleo producido se fueron desarrollando nuevas teacutecnicas

tendientes a lograr procesos de tratamiento con resultados tan satisfactorio como

fuera posible

Los principios en las cuales se basan para realizar la separacioacuten fiacutesica de vapor

liacutequidos o soacutelidos son el momentum oacute cantidad de movimiento la fuerza de

gravedad y la coalescencia como ya hemos mencionado Toda separacioacuten puede

emplear uno o maacutes de estos principios pero siempre las fases de los fluidos

deben ser inmiscibles y de diferentes densidades para que ocurra la separacioacuten

Dentro de esta gama de separadores mecaacutenicos se pueden mencionar por ser

los maacutes usados dentro de la industria petrolera los siguientes

A Separadores API

B Calentadores

C Despojadores de agua libre DAL

D Centrifugadores

E Platos Paralelos y Corrugados

En adelante se presentaraacuten algunos de los dispositivos de separacioacuten mecaacutenica

que se acaban de mencionar como lo son los separadores API y calentadores

dejando para capiacutetulos continuos la base teoacuterica de los otros restantes son los de

mayor intereacutes en esta investigacioacuten

A-Separadores API (Maston 1990)

Los separadores API son usados ampliamente en las refineriacuteas y son aceptados

generalmente como la norma en lo que a dispositivos de separacioacuten de

crudoagua se refiere Muchos autores dan recomendaciones de criterios de

disentildeo para estas unidades las cuales estaacuten compuestas de uno o maacutes canales

de flujo con una seccioacuten rectangular tanto horizontal como vertical Estos

recomiendan un ancho de canal de 6 a 20 ft (18 a 61 m) y una profundidad de 3 a

8 ft (091 a 244 m) Tambieacuten la relacioacuten anchoprofundidad esta restringida a

valores de 03 a 05 Modelos experimentales de separadores han mostrado bajas

eficiencias para relaciones anchoprofundidad por debajo de 02 El agua drenada

de los tanques fluye longitudinalmente a traveacutes de este canal mientras que las

gotas de crudo suben a la superficie para ser removidas

El criterio de disentildeo de los API (apeacutendice J) fue concebido para confirmar la

inherente suposicioacuten en este tipo de separadores crudoagua de que el mismo

criterio podriacutea ser aplicado a los DAL horizontales Este criterio incorpora un

disentildeo con diaacutemetro de gota de 0015 cm y asume que la velocidad de asenso

obedece a la ley de Stokes Las especificaciones de los separadores permiten que

las gotas de crudo lleguen a la superficie donde seraacuten removidas al final del

recorrido longitudinal El flujo es un factor intriacutenseco dentro de este criterio de

disentildeo el cual es un factor de compensacioacuten para cortocircuitos y turbulencia

necesaria

B-Calentadores

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

forma en que se aplica el calor

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

directo de la corriente alimentada con el calentador Aunque este tipo presenta

problemas de sedimentos y de corrosioacuten pueden manejar mayores voluacutemenes de

fluidos con menor gasto de combustible que los calentadores indirectos

Estos calentadores directos operan eficientemente en procesos operando en baja

presioacuten y donde los fluidos manejados no son muy corrosivos

El esquema tiacutepico de calentadores-tratadores directos tipo vertical y horizontal

se muestra en las figuras 27 y 28 respectivamente

El disentildeo normal de un tratador-calentador tipo vertical cumple las siguientes

funciones

1 Desgasificado de la emulsioacuten de entrada

2 Remocioacuten de arenas sedimentos y agua libre previo al calentamiento

3 Lavado con agua y calentamiento de la emulsioacuten

4 Coalescencia y asentamiento de las gotas de agua Coalescencia mecaacutenica

puede ser usada en eacutesta seccioacuten

El aceite deshidratado caliente puede ser usado para precalentar la emulsioacuten de

entrada usando un intercambiador de calor

Los calentadores-tratadores no son recomendables para remover grandes

cantidades de agua libre y eacutesta limitante llega a ser maacutes aguda en yacimientos

viejos con gran produccioacuten de agua congeacutenita En estos casos la instalacioacuten previa

de un DAL es una solucioacuten ideal

Las mismas funciones baacutesicas son previstas en un calentador directo tipo

horizontal como se muestra en la figura 29 La alimentacioacuten es parcialmente

desgasificada luego dirigida hacia la parte de abajo para la precipitacioacuten del agua

libre y la arena Despueacutes la alimentacioacuten es calentada y sufre una uacuteltima

desgasificacioacuten Posteriormente a traveacutes de un distribuidor pasa a un colector de

agua para finalmente pasar a la seccioacuten de coalescencia

Las partiacuteculas soacutelidas tales como arena escama productos de corrosioacuten se

depositaraacuten 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 alimentacioacuten

2 Bloquear la transferencia de calor y causar quemado del equipo de

calentamiento

3 Interferir los controles de nivel aacutenodos vaacutelvulas medidores y bombas

Asimismo pueden incrementar el crecimiento bacteriano y la velocidad de

corrosioacuten

Para prevenir la deposicioacuten de estos sedimentos se pueden instalar

hidrojets que operando a 30 psi por arriba de la presioacuten de operacioacuten del

calentador pueden remover los sedimentos para su drenado por la parte inferior

del recipiente

En los calentadores de tipo indirecto primero se calienta un fluido

Posteriormente a traveacutes de un intercambiador de calor el fluido de calentamiento

transfiere calor a la corriente de alimentacioacuten

En este tipo de calentadores disminuye el riesgo de explosioacuten y son utilizados en

instalaciones donde es posible recuperar calor tales como el gas caliente de

salida de las turbinas

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

ventajas

1 Reduce la viscosidad de la fase continua un incremento en la temperatura de

10degF baja la viscosidad de la emulsioacuten por un factor de 2

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

coalescencia

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

4 Promueve una mejor distribucioacuten del desemulsificante

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

Esto se logra manteniendo la temperatura del crudo por arriba de su punto de

nube

6 Debilita la peliacutecula de emulsificante que rodea a las gotas de agua

Sin embargo el calentamiento presenta las siguientes desventajas

1 Provoca la migracioacuten de los compuestos maacutes volaacutetiles del crudo hacia la fase

gaseosa Esta peacuterdida de ligeros en el crudo provoca una disminucioacuten de volumen

del crudo calentado (encogimiento) y una disminucioacuten en su gravedad API

2 Incrementa los costos de combustible

3 Incrementa los riesgos en las instalaciones

4 Requieren mayor instrumentacioacuten y control

5 Causa depoacutesitos de coke

PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN Y DESLADO DEL PETROacuteLEO CRUDO EN

REFINERIacuteA MADERO (PEMEX)

PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN DE LA ESTACIOacuteN DE PRODUCCION

CUYABENO-TRATAMIENTO QUIMICO

31 UBICACIOacuteN Y CONDICIONES DE OPERACIOacuteN

El aacuterea Cuyabeno tiene una estacioacuten de produccioacuten donde se procesa todo el

crudo agua y gas que producen los 21 pozos activos6 de los cuales 13 pozos

producen por bombeo hidraacuteulico (Power Oil BH) y 8 por bombeo electro

sumergible (BES) Este campo maneja actualmente una produccioacuten promedio de

8597 BPD de petroacuteleo de 258 degAPI 24911 BPD de agua de formacioacuten y 2322

MPCGD de gas asociado7 En la figura 31 se muestra la ubicacioacuten geograacutefica del

campo Cuyabeno

DESCRIPCIOacuteN DEL PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN

Luego de la etapa de separacioacuten la mezcla crudo-agua incluyendo el fluido

separado en el equipo trifaacutesico que se vuelve a unir a la descarga de los

separadores bifaacutesicos e ingresa a la bota desgasificadora donde se extrae el

remanente de gas en el fluido el cual es transferido a la tea de baja y por otro la

emulsioacuten crudo-agua a una presioacuten estimada de entre 20-18 psig sigue hacia el

tanque de lavado que tiene una capacidad en volumen de 18130 Bbls (H= 36

pies Oslash= 60 pies) el cual opera con un colchoacuten de agua promedio de 9 pies En

este recipiente por gravedad e inyeccioacuten de quiacutemicos principalmente el

demulsificante separa el crudo del agua El proceso de deshidratacioacuten actual

indica que el agua excedente del colchoacuten operativo (9 pies promedio) es utilizada

una parte para calentarla con un calentador artesanal usando un miacutenimo de gas

liberado desde los separadores de produccioacuten y prueba que pasan por tres

recipientes denominados depuradores o Scrubber tipo vertical donde se libera al

gas del contenido del liacutequido remanente que puede existir el agua caliente se

mezclaraacute con la emulsioacuten crudo-agua a la entrada del tanque de lavado con el fin

de facilitar la deshidratacioacuten a traveacutes de un equipo denominado Mezclador Estaacutetico

y el resto seraacute enviada al sistema de agua de reinyeccioacuten en el Anexo 7 se

muestra el Diagrama de tuberiacutea e Instrumentacioacuten (PG-CCY-M-002)

El equipo de calentamiento instalado es artesanal y por lo

mismo ineficiente en cuanto al gradiente de temperaturas obtenido (5-10degF)8 con

la que se obtiene una temperatura de crudo 112degF resultante de la mezcla no

recomendable para deshidratacioacuten En la figura 33 se muestra calentador de la

estacioacuten de Cuyabeno

331 TIPO DE QUIacuteMICOS INYECTADOS

El Campo Cuyabeno presenta para la deshidratacioacuten de crudo dos puntos

principales para la inyeccioacuten del quiacutemico como son el muacuteltiple de produccioacuten y

prueba como tambieacuten el ingreso a la bota desgasificadora en la Tabla 33 se

detallan los quiacutemicos inyectados como Demulsificante Antiparafiacutenico Dispersante

Soacutelidos Antiespumante ademaacutes en la tabla mencionada se presenta cantidades

inyectadas y costos de cada uno de los quiacutemicos9 Los productos demulsificantes

son utilizados para separar las moleacuteculas de crudo y agua emulsionadas con un

tiempo de contacto en el tanque de lavado para la determinacioacuten de la cantidad

de quiacutemico inyectado es necesario conocer el sistema de recoleccioacuten de crudo a

objeto de caracterizar las corrientes y determinar mediante anaacutelisis de laboratorio

el porcentaje de emulsioacuten tipo de emulsioacuten porcentaje de Agua libre y Gravedad

API (Normas ASTM D4007-2 Determinacioacuten de agua y sedimentos en crudo por

centrifugacioacuten y ASTM D287-92-2000 Determinacioacuten de la Gravedad API en

crudos y derivados Meacutetodo del Hidroacutemetro)

La parafina es una cera soacutelida del petroacuteleo de alto peso molecular (nuacutemero de

aacutetomos de carbonos presentes en el crudo mayor de 18 aacutetomos de carbonos)

tienen una temperatura de ablandamiento desde 60deg F a 215deg F

aproximadamente Dependiendo donde se presente el problema de precipitacioacuten

de parafina se debe seleccionar el punto de inyeccioacuten para separarlo En la

estacioacuten Cuyabeno se inyecta productos quiacutemicos antiparafiacutenico en el muacuteltiple de

produccioacuten

Los productos antiespumantes son utilizados en los crudos tendientes a formar

espuma a objeto de disiparla generalmente se inyectan en el muacuteltiple de

produccioacuten a cierta distancia del producto quiacutemico demulsificante o en la liacutenea de

entrada de los separadores bifaacutesicos o trifaacutesicos Estos productos son utilizados

cuando hay presencia de soacutelidos en el crudo estos soacutelidos estabilizan las

emulsiones y forman altas interfaces en los tanques de lavado lo que es negativo

para la deshidratacioacuten de crudo Los soacutelidos estaacuten impregnados de crudo que se

mantienen en suspensioacuten en la interface crudo-agua la funcioacuten de los

dispersantes de soacutelidos es cambiar la humectabilidad del soacutelido para que este

emigre de la fase acuosa y se separe Es importante conocer mediante anaacutelisis de

laboratorio en contenido de soacutelidos presentes en el crudo asiacute como el origen de

ello dependeraacute la seleccioacuten del producto quiacutemico dispersante Para la inyeccioacuten de

quiacutemicos se utilizan bombas en cumplimiento de la norma API STD 675 ldquoPositive

Displacement Pumps Controlledrdquo y tanques de fibra de vidrio reforzado de acuerdo

a API 12P ldquoSpecification for Fiberglass Reinforced Plastic Tanksrdquo incluyendo

ademaacutes las conexiones de proceso servicio e instrumentacioacuten hasta las vaacutelvulas

de bloqueo yo instrumento final para conectar al sistema de distribucioacuten En la

Figura 34 se observa la disposicioacuten del sistema de inyeccioacuten de quiacutemicos

un rango de 10 a 60 ppm Generalmente los crudos pesados requieren mayor

dosificacioacuten que los crudos ligeros

El exceso de dosificacioacuten de demulsificante incrementa los costos de tratamiento

incrementa el aceite contenido en el agua de formacioacuten puede estabilizar aun maacutes

la emulsioacuten regular (WO) y puede producir emulsiones inversas (OW)

2512 Seleccioacuten del tipo de demulsificante

La seleccioacuten de demulsificante se realiza mediante pruebas empiacutericas llamadas

pruebas de botella cuyo meacutetodo es especificado en la norma API MPMS 104

Las teoriacuteas de coacutemo actuacutean los desemulsificantes estaacuten incompletas

Estas teoriacuteas fallan al pretender explicar el funcionamiento de los diferentes tipos

de compuestos quiacutemicos Sin embargo dos generalidades son vaacutelidas

Primero los desemulsificantes efectivos tienen alto peso molecular que son

comparables a los surfactantes naturales Segundo usados como emulsificadores

los desemulsificantes tienden a producir emulsiones inversas(ow)

Una teoriacutea tradicional acerca de coacutemo trabajan los desemulsificantes es que ellos

neutralizan a los agentes emulsificadores en otras palabras rompen las

emulsiones wo al tender en forma natural a formar emulsiones ow Otra

explicacioacuten es que los desemulsificantes hacen que la peliacutecula que rodea a la gota

de agua se vuelva muy riacutegida o se contraiga para finalmente romperse

Los productos quiacutemicos desemulsificantes pueden caracterizarse como sigue

Esteres son buenos deshidratadores provocan una asentamiento lento de

las gotas de agua pero al sobre dosificarse provocan emulsiones inversas

(ow)

Di-epoacutexicos son excelentes deshidratadores pero provocan un

asentamiento lento de las gotas de agua

Uretanos buenos deshidratadores provocan un asentamiento lento de las

gotas de agua

Resinas son buenos deshidratadores provocan un asentamiento raacutepido de

las gotas de agua dan un agua separada limpia

Polialquilenos pobres deshidratadores lento asentamiento de las gotas de

agua

Glicoles requiere mezclarse con otros para aplicarse

Sulfonatos buenos humectantes de soacutelidos y tiene capacidad para el

asentamiento de las gotas de agua sobre dosificaacutendose no causa

emulsiones inversas (ow) pero pueden causar la precipitacioacuten de

partiacuteculas de sulfuro de fierro en el agua separada

Poliesteraminas agentes de superficie activa violentos deshidratan en

bajas dosificaciones al sobredosificarse producen emulsiones inversas

(ow)

Oxialquilados buenos agentes humectantes son usados en mezclas

Poliaminas son lentos en el asentamiento de las gotas de agua

Alcanolaminas son raacutepidos en el asentamiento de las gotas de agua

Un soacutelo compuesto quiacutemico no puede proveer las tres acciones requeridas

anteriormente citadas por lo que los desemulsificantes comerciales son una

mezcla de varios desemulsificantes baacutesicos (30-60 ) maacutes la adicioacuten de solventes

adecuados tales como nafta aromaacutetica pesada benceno tolueno o alcohol

isopropiacutelico para obtener un liacutequido que fluya a la menor temperatura esperada

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

puedan difundirse raacutepidamente a traveacutes de la fase de aceite y alcancen las gotas

de agua

Por el contrario los desemulsificantes para emulsiones inversas ow son muy

solubles en agua Comuacutenmente son poliaminas cuaternarias de amonio de alto

peso molecular mezcladas con aluminio hierro o cloruro de zinc

Los desemulsificantes deben ser dosificados en forma continua en la relacioacuten

determinada por pruebas de botella yo pruebas de campo La dosificacioacuten en

forma de choque no es muy recomendable Los rangos de dosificacioacuten 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 dosificacioacuten que los crudos

ligeros El exceso de dosificacioacuten de desemulsificante incrementa los costos de

tratamiento incrementa el aceite contenido en la salmuera separada puede

estabilizar auacuten maacutes la emulsioacuten regular (aguaaceite) y puede producir emulsiones

inversas (aceiteagua)

Los desemulsificantes deben ser inyectados tan temprano como sea posible (en el

fondo o en la cabeza del pozo) Esto permite maacutes tiempo de contacto y puede

prevenir la formacioacuten de emulsioacuten corriente abajo

La inyeccioacuten de desemulsificante antes de una bomba asegura un adecuado

contacto con el crudo y minimiza la formacioacuten de emulsioacuten por la accioacuten de la

bomba

La seleccioacuten y preparacioacuten del tipo de desemulsificante debe coincidir con el

recipiente de tratamiento de la emulsioacuten Los tanque de lavado que tienen largo

tiempo de retencioacuten (8-24 horas) requieren desemulsificantes de accioacuten lenta Por

otro lado los tratadores-calentadores y las unidades electrostaacuteticas con corto

tiempo de retencioacuten (15-60 minutos) requieren desemulsificantes de accioacuten muy

raacutepida Problemas como precipitacioacuten de parafinas en climas friacuteos incremento de

soacutelidos por workovers y adicioacuten de compuestos quiacutemicos para estimulacioacuten de

pozos pueden requerir el cambio del desemulsificante de liacutenea

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

permitir su completa identificacioacuten seleccionar el desemulsificante maacutes adecuado

es un arte y una ciencia La seleccioacuten estaacute basada en pruebas empiacutericas de

descrito en el meacutetodo API MPMS 104 (1988)

Obviamente para el eacutexito de la prueba de botella se requiere de una buena

muestra de la emulsioacuten del sistema Para que una muestra sea buena debe reunir

las siguientes caracteriacutesticas

1 Debe ser representativa de la corriente

2 Debe ser un compuesto de la produccioacuten de los pozos individuales que estaacuten

alimentando al tratador

3 Contener cantidades representativas de los quiacutemicos presentes en el sistema

tales como inhibidores de corrosioacuten y parafinas

4 Debe ser fresca para evitar la estabilizacioacuten por envejecimiento de la emulsioacuten

El tratamiento quiacutemico en general ofrece las siguientes ventajas

1 La formacioacuten de las emulsiones puede ser completamente prevenida

dosificando los desemulsificantes desde una etapa temprana del tratamiento

2 La emulsioacuten puede ser rota en friacuteo reduciendo los costos de calentamiento de

la emulsioacuten y la peacuterdida de gravedad asociada con el calentamiento

Las desventajas del tratamiento quiacutemico son

1 Una sobredosificacioacuten puede producir nuevas emulsiones que son a menudo

maacutes difiacuteciles de romper que las emulsiones originales

2 No siempre es econoacutemico romper las emulsiones soacutelo con el tratamiento

quiacutemico generalmente es necesario el uso de energiacutea adicional como

calentamiento o electricidad para reducir los costos del tratamiento quiacutemico

252 TRATAMIENTO GRAVITACIONAL

El meacutetodo por asentamiento gravitacional que consiste en la demulsificacioacuten del

agua en el crudo mediante tiempo de retencioacuten y diferencia de densidades se lleva

a cabo en dos diferentes equipos Eliminadores de agua libre (FWKO) y Tanque

de lavado (Wash Tank) Los eliminadores de agua libre (FWKO) sirven para

remover grandes cantidades de agua no emulsionada en la corriente de los fluidos

que llega a la estacioacuten desde los pozos productores y se asientan faacutecilmente en

menos de 5-20 minutos Estos recipientes se encuentran disentildeados bajo la norma

ASME SECCTION VIII

div 1 y en su parte interna estaacute constituido por bafles para direccionar los fluidos

y platos de coalescencia para deshidratar el gas natural El petroacuteleo separado del

agua libre al contener un porcentaje de agua emulsionada que variacutea entre 1 a 30

de BSW (corte de agua) lo cual implica tratarlo en otro sistema que es el tanque

de lavado (Wash Tank) estos tanques operan con la mitad de agua (colchoacuten de

agua) y la otra parte es petroacuteleo El crudo emulsionado entra en la parte inferior a

una altura de 3 pies de lo cual implica que el agua llegue con el crudo y entre en

contacto con el agua del tanque de lavado con lo que se lleva a cabo la

coalescencia del agua mediante el flujo que se ve forzada por bafles internos de la

cual permite incrementar el tempo de retencioacuten Los tanques de lavado se

encuentran disentildeados bajo la norma API 650 El tratamiento quiacutemico el tiempo de

retencioacuten del tanque de lavado y la diferencia de densidades del petroacuteleo y la

emulsioacuten permite que el petroacuteleo ascienda en la parte superior a formar parte de

la zona del petroacuteleo deshidratado este proceso de deshidratacioacuten en el tanque de

lavado se lleva a cabo en un tiempo de residencia que puede estar entre 3 y 36

horas

253 TRATAMIENTO ELECTROSTAacuteTICO

Cuando el crudo cuya gravedad se encuentran por debajo de los 12deg API ya no

resulta rentable utilizar los tanques de lavado para su deshidratacioacuten debido a su

velocidad de asentamiento para estos casos es necesariamente utilizar el meacutetodo

de deshidratacioacuten electrostaacutetica Este meacutetodo se basa principalmente por el efecto

que produce un campo eleacutectrico en la velocidad de asentamiento de las partiacuteculas

de agua contenidas en la emulsioacuten

2531 Principio electrostaacutetico de coalescencia

Este principio se basa en la estructura de la moleacutecula de agua Esta moleacutecula

responde a un campo eleacutectrico por su configuracioacuten Las gotas de agua que se

encuentran dispersas en el petroacuteleo formando la emulsioacuten estas gotas de agua

en su forma natural son esfeacutericas y se encuentran en el estado maacutes bajo de

energiacutea libre Por lo tanto la gota no es dipolar en su estado natural Sin embargo

al aplicarse un campo eleacutectrico se hace dipolar En este caso la gota pasa de una

forma esfeacuterica a una elipsoidal Las cargas positivas se encuentran en un extremo

del elipsoide y las cargas negativas en el otro extremo Cuando se produce la

elongacioacuten para que la gota alcance la forma elipsoidal se afecta la peliacutecula

superficial de la gota haciendo que las gotas adyacentes de diferente polaridad

eleacutectrica se atraigan y choquen formando asiacute la coalescencia dando origen a una

gota maacutes grande que cae con mayor rapidez

2532 Caracteriacutesticas de un coalescedor electrostaacutetico

Un deshidratador electrostaacutetico estaacute dividido en 3 secciones Figura 27 La

primera seccioacuten ocupa aproximadamente el 50 de su longitud y es llamada

ldquoSeccioacuten de calentamientordquo La segunda seccioacuten es llamada ldquoSeccioacuten central o

control de nivelrdquo y esta ocupa por alrededor del 10 de su longitud ubicada

adyacente a la seccioacuten de calentamiento La tercera seccioacuten ocupa el 40 de la

longitud del deshidratador y es denominada ldquoSeccioacuten de asentamientordquo del agua

suspendida para producir crudo limpio Las parrillas de electrodos de alto voltaje

estaacuten localizadas en la parte superior del recipiente arriba de la interface agua

aceite

La velocidad de asentamiento por gravedad es muy lenta tal como se expone en

la Ley de Stokes Por ejemplo una gota de agua de 20 micras de diaacutemetro en un

crudo de 33 degAPI a 100 degF y una viscosidad de 65 cp se asienta a una velocidad

de 007 fthr

La moleacutecula de agua es polar (figura 24) por lo tanto un campo eleacutectrico

incrementa la coalescencia de las gotas dispersas en el aceite por dos

mecanismos que actuacutean simultaacuteneamente (Lucas R N 1976)

1 Sometidas a un campo electrostaacutetico las gotas de agua adquieren una carga

eleacutectrica neta

2 La distribucioacuten al azar de las gotas de agua en el seno del aceite al pasar por el

campo electrostaacutetico se alinean con su carga positiva orientada al electrodo

cargado (negativo)

254 TRATAMIENTO TEacuteRMICO

El tratamiento teacutermico constituye un meacutetodo efectivo y econoacutemico para la

deshidratacioacuten del petroacuteleo y en la mayoriacutea de los casos se utiliza para ayudar en

otros procesos Antes de aplicar la transferencia de calor es necesario separar el

agua libre y el gas con el fin de reducir la energiacutea que se debe aplicar para

calentar el petroacuteleo ya que se requiere 350 BTU para calentar un barril de agua

en 1ordmF y solamente se requiere 150 BTU para calentar un barril de crudo El

calentamiento ayuda al rompimiento de las emulsiones debido a que tiene los

siguientes efectos sobre ella

bull Dilata la peliacutecula superficial que rodea a las gotas de agua debilitaacutendola y

facilitaacutendola la coalescencia entre ellas

bull Origina y aumenta el movimiento de las moleacuteculas de agua produciendo

colisiones cada vez maacutes violentas que ayudan tambieacuten al rompimiento de la

peliacutecula superficial que rodea a la moleacutecula de agua

bull Aumenta la diferencia de densidades entre agua y petroacuteleo facilitando tambieacuten

el asentamiento de las gotas de agua

bull Reduce la tensioacuten superficial del agua facilitando la unioacuten de las gotas ya que

tienden a tomar una superficie coacutencava y a ofrecer mayor superficie de contacto

con el petroacuteleo

bull Reduce la viscosidad del petroacuteleo

La aplicacioacuten de calor para romper la emulsioacuten se puede hacer por medio de

intercambiadores de calor calentadores directos o indirectos y tratadores

teacutermicos

2541 Intercambiadores de Calor

Los intercambiadores de calor son dispositivos en los cuales cumplen una funcioacuten

especiacutefica tal como indica su nombre intercambiar calor entre dos fluidos que no

se mezclan En los procesos petroleros el disentildeo exclusivo de los

intercambiadores de calor es el de tubos y coraza debido a su amplio rango de

servicio y su alta resistencia a diversas condiciones de operacioacuten Normalmente la

transferencia de calor se produce por contacto directo del crudo emulsionado y del

fluido que proporcionaraacute calor usualmente el crudo pasa por los tubos y el fluido

de trabajo por la coraza esto ayuda a que exista un contacto total con turbulencia

del fluido de trabajo para quo no exista puntos muertos y que la transferencia de

calor sea maacutes eficiente Los intercambiadores de calor ademaacutes de ser eficientes

teacutermicamente su mantenimiento es faacutecil ya que uacutenicamente se lo realiza maacutes a

menudo al haz de tubos y los costos asociados a este son bajos

2542 Calentadores Directos

Este tipo de calentadores lleva a cabo la transferencia de calor por contacto

directo entre el crudo emulsionado y la superficie del calentador esto permite

manejar grandes voluacutemenes de fluido con un menor consumo de combustible Son

raacutepidos eficientes y de costo relativamente bajo La desventaja es que son

peligrosos a explosioacuten requieren de supervisioacuten constante y desperdician

productos livianos Su principal uso estaacute en calentar emulsiones no corrosivas que

esteacuten en baja presioacuten

2543 Calentadores Indirectos

Este tipo de calentadores la emulsioacuten fluye traveacutes de tubos sumergido en agua

donde la transferencia de calor se produce indirectamente por medio del agua que

estaacute alrededor del quemador y recibe de este el calor

Los calentadores indirectos presentan una ventaja de mantener la temperatura

constante y no presenta peligro de explosioacuten Como desventaja se puede notar

que requiere de varias horas para calentar despueacutes de un periacuteodo inactivo

Haciendo imposible tratar una emulsioacuten inmediatamente Sus capacidades son

aproximadamente de 2000 barriles de emulsioacuten por diacutea para un aumento de

temperatura de 100 ordmF

2544 Tratadores Teacutermicos

Los tratadores teacutermicos son equipos que combinan el proceso de calentamiento

con un sistema de coalescencia que ademaacutes de calentar el fluido se le da un

tiempo de retencioacuten para que se realice la separacioacuten de crudo y agua

emulsionada Son equipos que permiten desgasificar y drenar agua decantada La

norma API 5L recomienda el uso de estos equipos cuando el porcentaje de agua

emulsionada es menor o igual al 20 ademaacutes para una mejor eficiencia del

proceso de deshidratacioacuten es necesario determinar la temperatura a la cual el

crudo alcanza como miacutenimo una viscosidad de 150 SSU (25 ndash 30 Cp)

Tratamiento Mecaacutenico

Existen en la industria petrolera diversos procesos mecaacutenicos y fiacutesicos para

reducir el nivel de agua y sedimentos (AyS) del crudo producido a los liacutemites

establecidos entre operadoras y compradoras Antiguamente se contaban con

medios pocos desarrollados para realizar las labores de deshidratacioacuten de crudo

pero simultaacuteneamente con el desarrollo de la industria y con la consiguiente

necesidad de tratar el petroacuteleo producido se fueron desarrollando nuevas teacutecnicas

tendientes a lograr procesos de tratamiento con resultados tan satisfactorio como

fuera posible

Los principios en las cuales se basan para realizar la separacioacuten fiacutesica de vapor

liacutequidos o soacutelidos son el momentum oacute cantidad de movimiento la fuerza de

gravedad y la coalescencia como ya hemos mencionado Toda separacioacuten puede

emplear uno o maacutes de estos principios pero siempre las fases de los fluidos

deben ser inmiscibles y de diferentes densidades para que ocurra la separacioacuten

Dentro de esta gama de separadores mecaacutenicos se pueden mencionar por ser

los maacutes usados dentro de la industria petrolera los siguientes

A Separadores API

B Calentadores

C Despojadores de agua libre DAL

D Centrifugadores

E Platos Paralelos y Corrugados

En adelante se presentaraacuten algunos de los dispositivos de separacioacuten mecaacutenica

que se acaban de mencionar como lo son los separadores API y calentadores

dejando para capiacutetulos continuos la base teoacuterica de los otros restantes son los de

mayor intereacutes en esta investigacioacuten

A-Separadores API (Maston 1990)

Los separadores API son usados ampliamente en las refineriacuteas y son aceptados

generalmente como la norma en lo que a dispositivos de separacioacuten de

crudoagua se refiere Muchos autores dan recomendaciones de criterios de

disentildeo para estas unidades las cuales estaacuten compuestas de uno o maacutes canales

de flujo con una seccioacuten rectangular tanto horizontal como vertical Estos

recomiendan un ancho de canal de 6 a 20 ft (18 a 61 m) y una profundidad de 3 a

8 ft (091 a 244 m) Tambieacuten la relacioacuten anchoprofundidad esta restringida a

valores de 03 a 05 Modelos experimentales de separadores han mostrado bajas

eficiencias para relaciones anchoprofundidad por debajo de 02 El agua drenada

de los tanques fluye longitudinalmente a traveacutes de este canal mientras que las

gotas de crudo suben a la superficie para ser removidas

El criterio de disentildeo de los API (apeacutendice J) fue concebido para confirmar la

inherente suposicioacuten en este tipo de separadores crudoagua de que el mismo

criterio podriacutea ser aplicado a los DAL horizontales Este criterio incorpora un

disentildeo con diaacutemetro de gota de 0015 cm y asume que la velocidad de asenso

obedece a la ley de Stokes Las especificaciones de los separadores permiten que

las gotas de crudo lleguen a la superficie donde seraacuten removidas al final del

recorrido longitudinal El flujo es un factor intriacutenseco dentro de este criterio de

disentildeo el cual es un factor de compensacioacuten para cortocircuitos y turbulencia

necesaria

B-Calentadores

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

forma en que se aplica el calor

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

directo de la corriente alimentada con el calentador Aunque este tipo presenta

problemas de sedimentos y de corrosioacuten pueden manejar mayores voluacutemenes de

fluidos con menor gasto de combustible que los calentadores indirectos

Estos calentadores directos operan eficientemente en procesos operando en baja

presioacuten y donde los fluidos manejados no son muy corrosivos

El esquema tiacutepico de calentadores-tratadores directos tipo vertical y horizontal

se muestra en las figuras 27 y 28 respectivamente

El disentildeo normal de un tratador-calentador tipo vertical cumple las siguientes

funciones

1 Desgasificado de la emulsioacuten de entrada

2 Remocioacuten de arenas sedimentos y agua libre previo al calentamiento

3 Lavado con agua y calentamiento de la emulsioacuten

4 Coalescencia y asentamiento de las gotas de agua Coalescencia mecaacutenica

puede ser usada en eacutesta seccioacuten

El aceite deshidratado caliente puede ser usado para precalentar la emulsioacuten de

entrada usando un intercambiador de calor

Los calentadores-tratadores no son recomendables para remover grandes

cantidades de agua libre y eacutesta limitante llega a ser maacutes aguda en yacimientos

viejos con gran produccioacuten de agua congeacutenita En estos casos la instalacioacuten previa

de un DAL es una solucioacuten ideal

Las mismas funciones baacutesicas son previstas en un calentador directo tipo

horizontal como se muestra en la figura 29 La alimentacioacuten es parcialmente

desgasificada luego dirigida hacia la parte de abajo para la precipitacioacuten del agua

libre y la arena Despueacutes la alimentacioacuten es calentada y sufre una uacuteltima

desgasificacioacuten Posteriormente a traveacutes de un distribuidor pasa a un colector de

agua para finalmente pasar a la seccioacuten de coalescencia

Las partiacuteculas soacutelidas tales como arena escama productos de corrosioacuten se

depositaraacuten 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 alimentacioacuten

2 Bloquear la transferencia de calor y causar quemado del equipo de

calentamiento

3 Interferir los controles de nivel aacutenodos vaacutelvulas medidores y bombas

Asimismo pueden incrementar el crecimiento bacteriano y la velocidad de

corrosioacuten

Para prevenir la deposicioacuten de estos sedimentos se pueden instalar

hidrojets que operando a 30 psi por arriba de la presioacuten de operacioacuten del

calentador pueden remover los sedimentos para su drenado por la parte inferior

del recipiente

En los calentadores de tipo indirecto primero se calienta un fluido

Posteriormente a traveacutes de un intercambiador de calor el fluido de calentamiento

transfiere calor a la corriente de alimentacioacuten

En este tipo de calentadores disminuye el riesgo de explosioacuten y son utilizados en

instalaciones donde es posible recuperar calor tales como el gas caliente de

salida de las turbinas

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

ventajas

1 Reduce la viscosidad de la fase continua un incremento en la temperatura de

10degF baja la viscosidad de la emulsioacuten por un factor de 2

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

coalescencia

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

4 Promueve una mejor distribucioacuten del desemulsificante

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

Esto se logra manteniendo la temperatura del crudo por arriba de su punto de

nube

6 Debilita la peliacutecula de emulsificante que rodea a las gotas de agua

Sin embargo el calentamiento presenta las siguientes desventajas

1 Provoca la migracioacuten de los compuestos maacutes volaacutetiles del crudo hacia la fase

gaseosa Esta peacuterdida de ligeros en el crudo provoca una disminucioacuten de volumen

del crudo calentado (encogimiento) y una disminucioacuten en su gravedad API

2 Incrementa los costos de combustible

3 Incrementa los riesgos en las instalaciones

4 Requieren mayor instrumentacioacuten y control

5 Causa depoacutesitos de coke

PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN Y DESLADO DEL PETROacuteLEO CRUDO EN

REFINERIacuteA MADERO (PEMEX)

PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN DE LA ESTACIOacuteN DE PRODUCCION

CUYABENO-TRATAMIENTO QUIMICO

31 UBICACIOacuteN Y CONDICIONES DE OPERACIOacuteN

El aacuterea Cuyabeno tiene una estacioacuten de produccioacuten donde se procesa todo el

crudo agua y gas que producen los 21 pozos activos6 de los cuales 13 pozos

producen por bombeo hidraacuteulico (Power Oil BH) y 8 por bombeo electro

sumergible (BES) Este campo maneja actualmente una produccioacuten promedio de

8597 BPD de petroacuteleo de 258 degAPI 24911 BPD de agua de formacioacuten y 2322

MPCGD de gas asociado7 En la figura 31 se muestra la ubicacioacuten geograacutefica del

campo Cuyabeno

DESCRIPCIOacuteN DEL PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN

Luego de la etapa de separacioacuten la mezcla crudo-agua incluyendo el fluido

separado en el equipo trifaacutesico que se vuelve a unir a la descarga de los

separadores bifaacutesicos e ingresa a la bota desgasificadora donde se extrae el

remanente de gas en el fluido el cual es transferido a la tea de baja y por otro la

emulsioacuten crudo-agua a una presioacuten estimada de entre 20-18 psig sigue hacia el

tanque de lavado que tiene una capacidad en volumen de 18130 Bbls (H= 36

pies Oslash= 60 pies) el cual opera con un colchoacuten de agua promedio de 9 pies En

este recipiente por gravedad e inyeccioacuten de quiacutemicos principalmente el

demulsificante separa el crudo del agua El proceso de deshidratacioacuten actual

indica que el agua excedente del colchoacuten operativo (9 pies promedio) es utilizada

una parte para calentarla con un calentador artesanal usando un miacutenimo de gas

liberado desde los separadores de produccioacuten y prueba que pasan por tres

recipientes denominados depuradores o Scrubber tipo vertical donde se libera al

gas del contenido del liacutequido remanente que puede existir el agua caliente se

mezclaraacute con la emulsioacuten crudo-agua a la entrada del tanque de lavado con el fin

de facilitar la deshidratacioacuten a traveacutes de un equipo denominado Mezclador Estaacutetico

y el resto seraacute enviada al sistema de agua de reinyeccioacuten en el Anexo 7 se

muestra el Diagrama de tuberiacutea e Instrumentacioacuten (PG-CCY-M-002)

El equipo de calentamiento instalado es artesanal y por lo

mismo ineficiente en cuanto al gradiente de temperaturas obtenido (5-10degF)8 con

la que se obtiene una temperatura de crudo 112degF resultante de la mezcla no

recomendable para deshidratacioacuten En la figura 33 se muestra calentador de la

estacioacuten de Cuyabeno

331 TIPO DE QUIacuteMICOS INYECTADOS

El Campo Cuyabeno presenta para la deshidratacioacuten de crudo dos puntos

principales para la inyeccioacuten del quiacutemico como son el muacuteltiple de produccioacuten y

prueba como tambieacuten el ingreso a la bota desgasificadora en la Tabla 33 se

detallan los quiacutemicos inyectados como Demulsificante Antiparafiacutenico Dispersante

Soacutelidos Antiespumante ademaacutes en la tabla mencionada se presenta cantidades

inyectadas y costos de cada uno de los quiacutemicos9 Los productos demulsificantes

son utilizados para separar las moleacuteculas de crudo y agua emulsionadas con un

tiempo de contacto en el tanque de lavado para la determinacioacuten de la cantidad

de quiacutemico inyectado es necesario conocer el sistema de recoleccioacuten de crudo a

objeto de caracterizar las corrientes y determinar mediante anaacutelisis de laboratorio

el porcentaje de emulsioacuten tipo de emulsioacuten porcentaje de Agua libre y Gravedad

API (Normas ASTM D4007-2 Determinacioacuten de agua y sedimentos en crudo por

centrifugacioacuten y ASTM D287-92-2000 Determinacioacuten de la Gravedad API en

crudos y derivados Meacutetodo del Hidroacutemetro)

La parafina es una cera soacutelida del petroacuteleo de alto peso molecular (nuacutemero de

aacutetomos de carbonos presentes en el crudo mayor de 18 aacutetomos de carbonos)

tienen una temperatura de ablandamiento desde 60deg F a 215deg F

aproximadamente Dependiendo donde se presente el problema de precipitacioacuten

de parafina se debe seleccionar el punto de inyeccioacuten para separarlo En la

estacioacuten Cuyabeno se inyecta productos quiacutemicos antiparafiacutenico en el muacuteltiple de

produccioacuten

Los productos antiespumantes son utilizados en los crudos tendientes a formar

espuma a objeto de disiparla generalmente se inyectan en el muacuteltiple de

produccioacuten a cierta distancia del producto quiacutemico demulsificante o en la liacutenea de

entrada de los separadores bifaacutesicos o trifaacutesicos Estos productos son utilizados

cuando hay presencia de soacutelidos en el crudo estos soacutelidos estabilizan las

emulsiones y forman altas interfaces en los tanques de lavado lo que es negativo

para la deshidratacioacuten de crudo Los soacutelidos estaacuten impregnados de crudo que se

mantienen en suspensioacuten en la interface crudo-agua la funcioacuten de los

dispersantes de soacutelidos es cambiar la humectabilidad del soacutelido para que este

emigre de la fase acuosa y se separe Es importante conocer mediante anaacutelisis de

laboratorio en contenido de soacutelidos presentes en el crudo asiacute como el origen de

ello dependeraacute la seleccioacuten del producto quiacutemico dispersante Para la inyeccioacuten de

quiacutemicos se utilizan bombas en cumplimiento de la norma API STD 675 ldquoPositive

Displacement Pumps Controlledrdquo y tanques de fibra de vidrio reforzado de acuerdo

a API 12P ldquoSpecification for Fiberglass Reinforced Plastic Tanksrdquo incluyendo

ademaacutes las conexiones de proceso servicio e instrumentacioacuten hasta las vaacutelvulas

de bloqueo yo instrumento final para conectar al sistema de distribucioacuten En la

Figura 34 se observa la disposicioacuten del sistema de inyeccioacuten de quiacutemicos

Las teoriacuteas de coacutemo actuacutean los desemulsificantes estaacuten incompletas

Estas teoriacuteas fallan al pretender explicar el funcionamiento de los diferentes tipos

de compuestos quiacutemicos Sin embargo dos generalidades son vaacutelidas

Primero los desemulsificantes efectivos tienen alto peso molecular que son

comparables a los surfactantes naturales Segundo usados como emulsificadores

los desemulsificantes tienden a producir emulsiones inversas(ow)

Una teoriacutea tradicional acerca de coacutemo trabajan los desemulsificantes es que ellos

neutralizan a los agentes emulsificadores en otras palabras rompen las

emulsiones wo al tender en forma natural a formar emulsiones ow Otra

explicacioacuten es que los desemulsificantes hacen que la peliacutecula que rodea a la gota

de agua se vuelva muy riacutegida o se contraiga para finalmente romperse

Los productos quiacutemicos desemulsificantes pueden caracterizarse como sigue

Esteres son buenos deshidratadores provocan una asentamiento lento de

las gotas de agua pero al sobre dosificarse provocan emulsiones inversas

(ow)

Di-epoacutexicos son excelentes deshidratadores pero provocan un

asentamiento lento de las gotas de agua

Uretanos buenos deshidratadores provocan un asentamiento lento de las

gotas de agua

Resinas son buenos deshidratadores provocan un asentamiento raacutepido de

las gotas de agua dan un agua separada limpia

Polialquilenos pobres deshidratadores lento asentamiento de las gotas de

agua

Glicoles requiere mezclarse con otros para aplicarse

Sulfonatos buenos humectantes de soacutelidos y tiene capacidad para el

asentamiento de las gotas de agua sobre dosificaacutendose no causa

emulsiones inversas (ow) pero pueden causar la precipitacioacuten de

partiacuteculas de sulfuro de fierro en el agua separada

Poliesteraminas agentes de superficie activa violentos deshidratan en

bajas dosificaciones al sobredosificarse producen emulsiones inversas

(ow)

Oxialquilados buenos agentes humectantes son usados en mezclas

Poliaminas son lentos en el asentamiento de las gotas de agua

Alcanolaminas son raacutepidos en el asentamiento de las gotas de agua

Un soacutelo compuesto quiacutemico no puede proveer las tres acciones requeridas

anteriormente citadas por lo que los desemulsificantes comerciales son una

mezcla de varios desemulsificantes baacutesicos (30-60 ) maacutes la adicioacuten de solventes

adecuados tales como nafta aromaacutetica pesada benceno tolueno o alcohol

isopropiacutelico para obtener un liacutequido que fluya a la menor temperatura esperada

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

puedan difundirse raacutepidamente a traveacutes de la fase de aceite y alcancen las gotas

de agua

Por el contrario los desemulsificantes para emulsiones inversas ow son muy

solubles en agua Comuacutenmente son poliaminas cuaternarias de amonio de alto

peso molecular mezcladas con aluminio hierro o cloruro de zinc

Los desemulsificantes deben ser dosificados en forma continua en la relacioacuten

determinada por pruebas de botella yo pruebas de campo La dosificacioacuten en

forma de choque no es muy recomendable Los rangos de dosificacioacuten 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 dosificacioacuten que los crudos

ligeros El exceso de dosificacioacuten de desemulsificante incrementa los costos de

tratamiento incrementa el aceite contenido en la salmuera separada puede

estabilizar auacuten maacutes la emulsioacuten regular (aguaaceite) y puede producir emulsiones

inversas (aceiteagua)

Los desemulsificantes deben ser inyectados tan temprano como sea posible (en el

fondo o en la cabeza del pozo) Esto permite maacutes tiempo de contacto y puede

prevenir la formacioacuten de emulsioacuten corriente abajo

La inyeccioacuten de desemulsificante antes de una bomba asegura un adecuado

contacto con el crudo y minimiza la formacioacuten de emulsioacuten por la accioacuten de la

bomba

La seleccioacuten y preparacioacuten del tipo de desemulsificante debe coincidir con el

recipiente de tratamiento de la emulsioacuten Los tanque de lavado que tienen largo

tiempo de retencioacuten (8-24 horas) requieren desemulsificantes de accioacuten lenta Por

otro lado los tratadores-calentadores y las unidades electrostaacuteticas con corto

tiempo de retencioacuten (15-60 minutos) requieren desemulsificantes de accioacuten muy

raacutepida Problemas como precipitacioacuten de parafinas en climas friacuteos incremento de

soacutelidos por workovers y adicioacuten de compuestos quiacutemicos para estimulacioacuten de

pozos pueden requerir el cambio del desemulsificante de liacutenea

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

permitir su completa identificacioacuten seleccionar el desemulsificante maacutes adecuado

es un arte y una ciencia La seleccioacuten estaacute basada en pruebas empiacutericas de

descrito en el meacutetodo API MPMS 104 (1988)

Obviamente para el eacutexito de la prueba de botella se requiere de una buena

muestra de la emulsioacuten del sistema Para que una muestra sea buena debe reunir

las siguientes caracteriacutesticas

1 Debe ser representativa de la corriente

2 Debe ser un compuesto de la produccioacuten de los pozos individuales que estaacuten

alimentando al tratador

3 Contener cantidades representativas de los quiacutemicos presentes en el sistema

tales como inhibidores de corrosioacuten y parafinas

4 Debe ser fresca para evitar la estabilizacioacuten por envejecimiento de la emulsioacuten

El tratamiento quiacutemico en general ofrece las siguientes ventajas

1 La formacioacuten de las emulsiones puede ser completamente prevenida

dosificando los desemulsificantes desde una etapa temprana del tratamiento

2 La emulsioacuten puede ser rota en friacuteo reduciendo los costos de calentamiento de

la emulsioacuten y la peacuterdida de gravedad asociada con el calentamiento

Las desventajas del tratamiento quiacutemico son

1 Una sobredosificacioacuten puede producir nuevas emulsiones que son a menudo

maacutes difiacuteciles de romper que las emulsiones originales

2 No siempre es econoacutemico romper las emulsiones soacutelo con el tratamiento

quiacutemico generalmente es necesario el uso de energiacutea adicional como

calentamiento o electricidad para reducir los costos del tratamiento quiacutemico

252 TRATAMIENTO GRAVITACIONAL

El meacutetodo por asentamiento gravitacional que consiste en la demulsificacioacuten del

agua en el crudo mediante tiempo de retencioacuten y diferencia de densidades se lleva

a cabo en dos diferentes equipos Eliminadores de agua libre (FWKO) y Tanque

de lavado (Wash Tank) Los eliminadores de agua libre (FWKO) sirven para

remover grandes cantidades de agua no emulsionada en la corriente de los fluidos

que llega a la estacioacuten desde los pozos productores y se asientan faacutecilmente en

menos de 5-20 minutos Estos recipientes se encuentran disentildeados bajo la norma

ASME SECCTION VIII

div 1 y en su parte interna estaacute constituido por bafles para direccionar los fluidos

y platos de coalescencia para deshidratar el gas natural El petroacuteleo separado del

agua libre al contener un porcentaje de agua emulsionada que variacutea entre 1 a 30

de BSW (corte de agua) lo cual implica tratarlo en otro sistema que es el tanque

de lavado (Wash Tank) estos tanques operan con la mitad de agua (colchoacuten de

agua) y la otra parte es petroacuteleo El crudo emulsionado entra en la parte inferior a

una altura de 3 pies de lo cual implica que el agua llegue con el crudo y entre en

contacto con el agua del tanque de lavado con lo que se lleva a cabo la

coalescencia del agua mediante el flujo que se ve forzada por bafles internos de la

cual permite incrementar el tempo de retencioacuten Los tanques de lavado se

encuentran disentildeados bajo la norma API 650 El tratamiento quiacutemico el tiempo de

retencioacuten del tanque de lavado y la diferencia de densidades del petroacuteleo y la

emulsioacuten permite que el petroacuteleo ascienda en la parte superior a formar parte de

la zona del petroacuteleo deshidratado este proceso de deshidratacioacuten en el tanque de

lavado se lleva a cabo en un tiempo de residencia que puede estar entre 3 y 36

horas

253 TRATAMIENTO ELECTROSTAacuteTICO

Cuando el crudo cuya gravedad se encuentran por debajo de los 12deg API ya no

resulta rentable utilizar los tanques de lavado para su deshidratacioacuten debido a su

velocidad de asentamiento para estos casos es necesariamente utilizar el meacutetodo

de deshidratacioacuten electrostaacutetica Este meacutetodo se basa principalmente por el efecto

que produce un campo eleacutectrico en la velocidad de asentamiento de las partiacuteculas

de agua contenidas en la emulsioacuten

2531 Principio electrostaacutetico de coalescencia

Este principio se basa en la estructura de la moleacutecula de agua Esta moleacutecula

responde a un campo eleacutectrico por su configuracioacuten Las gotas de agua que se

encuentran dispersas en el petroacuteleo formando la emulsioacuten estas gotas de agua

en su forma natural son esfeacutericas y se encuentran en el estado maacutes bajo de

energiacutea libre Por lo tanto la gota no es dipolar en su estado natural Sin embargo

al aplicarse un campo eleacutectrico se hace dipolar En este caso la gota pasa de una

forma esfeacuterica a una elipsoidal Las cargas positivas se encuentran en un extremo

del elipsoide y las cargas negativas en el otro extremo Cuando se produce la

elongacioacuten para que la gota alcance la forma elipsoidal se afecta la peliacutecula

superficial de la gota haciendo que las gotas adyacentes de diferente polaridad

eleacutectrica se atraigan y choquen formando asiacute la coalescencia dando origen a una

gota maacutes grande que cae con mayor rapidez

2532 Caracteriacutesticas de un coalescedor electrostaacutetico

Un deshidratador electrostaacutetico estaacute dividido en 3 secciones Figura 27 La

primera seccioacuten ocupa aproximadamente el 50 de su longitud y es llamada

ldquoSeccioacuten de calentamientordquo La segunda seccioacuten es llamada ldquoSeccioacuten central o

control de nivelrdquo y esta ocupa por alrededor del 10 de su longitud ubicada

adyacente a la seccioacuten de calentamiento La tercera seccioacuten ocupa el 40 de la

longitud del deshidratador y es denominada ldquoSeccioacuten de asentamientordquo del agua

suspendida para producir crudo limpio Las parrillas de electrodos de alto voltaje

estaacuten localizadas en la parte superior del recipiente arriba de la interface agua

aceite

La velocidad de asentamiento por gravedad es muy lenta tal como se expone en

la Ley de Stokes Por ejemplo una gota de agua de 20 micras de diaacutemetro en un

crudo de 33 degAPI a 100 degF y una viscosidad de 65 cp se asienta a una velocidad

de 007 fthr

La moleacutecula de agua es polar (figura 24) por lo tanto un campo eleacutectrico

incrementa la coalescencia de las gotas dispersas en el aceite por dos

mecanismos que actuacutean simultaacuteneamente (Lucas R N 1976)

1 Sometidas a un campo electrostaacutetico las gotas de agua adquieren una carga

eleacutectrica neta

2 La distribucioacuten al azar de las gotas de agua en el seno del aceite al pasar por el

campo electrostaacutetico se alinean con su carga positiva orientada al electrodo

cargado (negativo)

254 TRATAMIENTO TEacuteRMICO

El tratamiento teacutermico constituye un meacutetodo efectivo y econoacutemico para la

deshidratacioacuten del petroacuteleo y en la mayoriacutea de los casos se utiliza para ayudar en

otros procesos Antes de aplicar la transferencia de calor es necesario separar el

agua libre y el gas con el fin de reducir la energiacutea que se debe aplicar para

calentar el petroacuteleo ya que se requiere 350 BTU para calentar un barril de agua

en 1ordmF y solamente se requiere 150 BTU para calentar un barril de crudo El

calentamiento ayuda al rompimiento de las emulsiones debido a que tiene los

siguientes efectos sobre ella

bull Dilata la peliacutecula superficial que rodea a las gotas de agua debilitaacutendola y

facilitaacutendola la coalescencia entre ellas

bull Origina y aumenta el movimiento de las moleacuteculas de agua produciendo

colisiones cada vez maacutes violentas que ayudan tambieacuten al rompimiento de la

peliacutecula superficial que rodea a la moleacutecula de agua

bull Aumenta la diferencia de densidades entre agua y petroacuteleo facilitando tambieacuten

el asentamiento de las gotas de agua

bull Reduce la tensioacuten superficial del agua facilitando la unioacuten de las gotas ya que

tienden a tomar una superficie coacutencava y a ofrecer mayor superficie de contacto

con el petroacuteleo

bull Reduce la viscosidad del petroacuteleo

La aplicacioacuten de calor para romper la emulsioacuten se puede hacer por medio de

intercambiadores de calor calentadores directos o indirectos y tratadores

teacutermicos

2541 Intercambiadores de Calor

Los intercambiadores de calor son dispositivos en los cuales cumplen una funcioacuten

especiacutefica tal como indica su nombre intercambiar calor entre dos fluidos que no

se mezclan En los procesos petroleros el disentildeo exclusivo de los

intercambiadores de calor es el de tubos y coraza debido a su amplio rango de

servicio y su alta resistencia a diversas condiciones de operacioacuten Normalmente la

transferencia de calor se produce por contacto directo del crudo emulsionado y del

fluido que proporcionaraacute calor usualmente el crudo pasa por los tubos y el fluido

de trabajo por la coraza esto ayuda a que exista un contacto total con turbulencia

del fluido de trabajo para quo no exista puntos muertos y que la transferencia de

calor sea maacutes eficiente Los intercambiadores de calor ademaacutes de ser eficientes

teacutermicamente su mantenimiento es faacutecil ya que uacutenicamente se lo realiza maacutes a

menudo al haz de tubos y los costos asociados a este son bajos

2542 Calentadores Directos

Este tipo de calentadores lleva a cabo la transferencia de calor por contacto

directo entre el crudo emulsionado y la superficie del calentador esto permite

manejar grandes voluacutemenes de fluido con un menor consumo de combustible Son

raacutepidos eficientes y de costo relativamente bajo La desventaja es que son

peligrosos a explosioacuten requieren de supervisioacuten constante y desperdician

productos livianos Su principal uso estaacute en calentar emulsiones no corrosivas que

esteacuten en baja presioacuten

2543 Calentadores Indirectos

Este tipo de calentadores la emulsioacuten fluye traveacutes de tubos sumergido en agua

donde la transferencia de calor se produce indirectamente por medio del agua que

estaacute alrededor del quemador y recibe de este el calor

Los calentadores indirectos presentan una ventaja de mantener la temperatura

constante y no presenta peligro de explosioacuten Como desventaja se puede notar

que requiere de varias horas para calentar despueacutes de un periacuteodo inactivo

Haciendo imposible tratar una emulsioacuten inmediatamente Sus capacidades son

aproximadamente de 2000 barriles de emulsioacuten por diacutea para un aumento de

temperatura de 100 ordmF

2544 Tratadores Teacutermicos

Los tratadores teacutermicos son equipos que combinan el proceso de calentamiento

con un sistema de coalescencia que ademaacutes de calentar el fluido se le da un

tiempo de retencioacuten para que se realice la separacioacuten de crudo y agua

emulsionada Son equipos que permiten desgasificar y drenar agua decantada La

norma API 5L recomienda el uso de estos equipos cuando el porcentaje de agua

emulsionada es menor o igual al 20 ademaacutes para una mejor eficiencia del

proceso de deshidratacioacuten es necesario determinar la temperatura a la cual el

crudo alcanza como miacutenimo una viscosidad de 150 SSU (25 ndash 30 Cp)

Tratamiento Mecaacutenico

Existen en la industria petrolera diversos procesos mecaacutenicos y fiacutesicos para

reducir el nivel de agua y sedimentos (AyS) del crudo producido a los liacutemites

establecidos entre operadoras y compradoras Antiguamente se contaban con

medios pocos desarrollados para realizar las labores de deshidratacioacuten de crudo

pero simultaacuteneamente con el desarrollo de la industria y con la consiguiente

necesidad de tratar el petroacuteleo producido se fueron desarrollando nuevas teacutecnicas

tendientes a lograr procesos de tratamiento con resultados tan satisfactorio como

fuera posible

Los principios en las cuales se basan para realizar la separacioacuten fiacutesica de vapor

liacutequidos o soacutelidos son el momentum oacute cantidad de movimiento la fuerza de

gravedad y la coalescencia como ya hemos mencionado Toda separacioacuten puede

emplear uno o maacutes de estos principios pero siempre las fases de los fluidos

deben ser inmiscibles y de diferentes densidades para que ocurra la separacioacuten

Dentro de esta gama de separadores mecaacutenicos se pueden mencionar por ser

los maacutes usados dentro de la industria petrolera los siguientes

A Separadores API

B Calentadores

C Despojadores de agua libre DAL

D Centrifugadores

E Platos Paralelos y Corrugados

En adelante se presentaraacuten algunos de los dispositivos de separacioacuten mecaacutenica

que se acaban de mencionar como lo son los separadores API y calentadores

dejando para capiacutetulos continuos la base teoacuterica de los otros restantes son los de

mayor intereacutes en esta investigacioacuten

A-Separadores API (Maston 1990)

Los separadores API son usados ampliamente en las refineriacuteas y son aceptados

generalmente como la norma en lo que a dispositivos de separacioacuten de

crudoagua se refiere Muchos autores dan recomendaciones de criterios de

disentildeo para estas unidades las cuales estaacuten compuestas de uno o maacutes canales

de flujo con una seccioacuten rectangular tanto horizontal como vertical Estos

recomiendan un ancho de canal de 6 a 20 ft (18 a 61 m) y una profundidad de 3 a

8 ft (091 a 244 m) Tambieacuten la relacioacuten anchoprofundidad esta restringida a

valores de 03 a 05 Modelos experimentales de separadores han mostrado bajas

eficiencias para relaciones anchoprofundidad por debajo de 02 El agua drenada

de los tanques fluye longitudinalmente a traveacutes de este canal mientras que las

gotas de crudo suben a la superficie para ser removidas

El criterio de disentildeo de los API (apeacutendice J) fue concebido para confirmar la

inherente suposicioacuten en este tipo de separadores crudoagua de que el mismo

criterio podriacutea ser aplicado a los DAL horizontales Este criterio incorpora un

disentildeo con diaacutemetro de gota de 0015 cm y asume que la velocidad de asenso

obedece a la ley de Stokes Las especificaciones de los separadores permiten que

las gotas de crudo lleguen a la superficie donde seraacuten removidas al final del

recorrido longitudinal El flujo es un factor intriacutenseco dentro de este criterio de

disentildeo el cual es un factor de compensacioacuten para cortocircuitos y turbulencia

necesaria

B-Calentadores

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

forma en que se aplica el calor

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

directo de la corriente alimentada con el calentador Aunque este tipo presenta

problemas de sedimentos y de corrosioacuten pueden manejar mayores voluacutemenes de

fluidos con menor gasto de combustible que los calentadores indirectos

Estos calentadores directos operan eficientemente en procesos operando en baja

presioacuten y donde los fluidos manejados no son muy corrosivos

El esquema tiacutepico de calentadores-tratadores directos tipo vertical y horizontal

se muestra en las figuras 27 y 28 respectivamente

El disentildeo normal de un tratador-calentador tipo vertical cumple las siguientes

funciones

1 Desgasificado de la emulsioacuten de entrada

2 Remocioacuten de arenas sedimentos y agua libre previo al calentamiento

3 Lavado con agua y calentamiento de la emulsioacuten

4 Coalescencia y asentamiento de las gotas de agua Coalescencia mecaacutenica

puede ser usada en eacutesta seccioacuten

El aceite deshidratado caliente puede ser usado para precalentar la emulsioacuten de

entrada usando un intercambiador de calor

Los calentadores-tratadores no son recomendables para remover grandes

cantidades de agua libre y eacutesta limitante llega a ser maacutes aguda en yacimientos

viejos con gran produccioacuten de agua congeacutenita En estos casos la instalacioacuten previa

de un DAL es una solucioacuten ideal

Las mismas funciones baacutesicas son previstas en un calentador directo tipo

horizontal como se muestra en la figura 29 La alimentacioacuten es parcialmente

desgasificada luego dirigida hacia la parte de abajo para la precipitacioacuten del agua

libre y la arena Despueacutes la alimentacioacuten es calentada y sufre una uacuteltima

desgasificacioacuten Posteriormente a traveacutes de un distribuidor pasa a un colector de

agua para finalmente pasar a la seccioacuten de coalescencia

Las partiacuteculas soacutelidas tales como arena escama productos de corrosioacuten se

depositaraacuten 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 alimentacioacuten

2 Bloquear la transferencia de calor y causar quemado del equipo de

calentamiento

3 Interferir los controles de nivel aacutenodos vaacutelvulas medidores y bombas

Asimismo pueden incrementar el crecimiento bacteriano y la velocidad de

corrosioacuten

Para prevenir la deposicioacuten de estos sedimentos se pueden instalar

hidrojets que operando a 30 psi por arriba de la presioacuten de operacioacuten del

calentador pueden remover los sedimentos para su drenado por la parte inferior

del recipiente

En los calentadores de tipo indirecto primero se calienta un fluido

Posteriormente a traveacutes de un intercambiador de calor el fluido de calentamiento

transfiere calor a la corriente de alimentacioacuten

En este tipo de calentadores disminuye el riesgo de explosioacuten y son utilizados en

instalaciones donde es posible recuperar calor tales como el gas caliente de

salida de las turbinas

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

ventajas

1 Reduce la viscosidad de la fase continua un incremento en la temperatura de

10degF baja la viscosidad de la emulsioacuten por un factor de 2

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

coalescencia

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

4 Promueve una mejor distribucioacuten del desemulsificante

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

Esto se logra manteniendo la temperatura del crudo por arriba de su punto de

nube

6 Debilita la peliacutecula de emulsificante que rodea a las gotas de agua

Sin embargo el calentamiento presenta las siguientes desventajas

1 Provoca la migracioacuten de los compuestos maacutes volaacutetiles del crudo hacia la fase

gaseosa Esta peacuterdida de ligeros en el crudo provoca una disminucioacuten de volumen

del crudo calentado (encogimiento) y una disminucioacuten en su gravedad API

2 Incrementa los costos de combustible

3 Incrementa los riesgos en las instalaciones

4 Requieren mayor instrumentacioacuten y control

5 Causa depoacutesitos de coke

PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN Y DESLADO DEL PETROacuteLEO CRUDO EN

REFINERIacuteA MADERO (PEMEX)

PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN DE LA ESTACIOacuteN DE PRODUCCION

CUYABENO-TRATAMIENTO QUIMICO

31 UBICACIOacuteN Y CONDICIONES DE OPERACIOacuteN

El aacuterea Cuyabeno tiene una estacioacuten de produccioacuten donde se procesa todo el

crudo agua y gas que producen los 21 pozos activos6 de los cuales 13 pozos

producen por bombeo hidraacuteulico (Power Oil BH) y 8 por bombeo electro

sumergible (BES) Este campo maneja actualmente una produccioacuten promedio de

8597 BPD de petroacuteleo de 258 degAPI 24911 BPD de agua de formacioacuten y 2322

MPCGD de gas asociado7 En la figura 31 se muestra la ubicacioacuten geograacutefica del

campo Cuyabeno

DESCRIPCIOacuteN DEL PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN

Luego de la etapa de separacioacuten la mezcla crudo-agua incluyendo el fluido

separado en el equipo trifaacutesico que se vuelve a unir a la descarga de los

separadores bifaacutesicos e ingresa a la bota desgasificadora donde se extrae el

remanente de gas en el fluido el cual es transferido a la tea de baja y por otro la

emulsioacuten crudo-agua a una presioacuten estimada de entre 20-18 psig sigue hacia el

tanque de lavado que tiene una capacidad en volumen de 18130 Bbls (H= 36

pies Oslash= 60 pies) el cual opera con un colchoacuten de agua promedio de 9 pies En

este recipiente por gravedad e inyeccioacuten de quiacutemicos principalmente el

demulsificante separa el crudo del agua El proceso de deshidratacioacuten actual

indica que el agua excedente del colchoacuten operativo (9 pies promedio) es utilizada

una parte para calentarla con un calentador artesanal usando un miacutenimo de gas

liberado desde los separadores de produccioacuten y prueba que pasan por tres

recipientes denominados depuradores o Scrubber tipo vertical donde se libera al

gas del contenido del liacutequido remanente que puede existir el agua caliente se

mezclaraacute con la emulsioacuten crudo-agua a la entrada del tanque de lavado con el fin

de facilitar la deshidratacioacuten a traveacutes de un equipo denominado Mezclador Estaacutetico

y el resto seraacute enviada al sistema de agua de reinyeccioacuten en el Anexo 7 se

muestra el Diagrama de tuberiacutea e Instrumentacioacuten (PG-CCY-M-002)

El equipo de calentamiento instalado es artesanal y por lo

mismo ineficiente en cuanto al gradiente de temperaturas obtenido (5-10degF)8 con

la que se obtiene una temperatura de crudo 112degF resultante de la mezcla no

recomendable para deshidratacioacuten En la figura 33 se muestra calentador de la

estacioacuten de Cuyabeno

331 TIPO DE QUIacuteMICOS INYECTADOS

El Campo Cuyabeno presenta para la deshidratacioacuten de crudo dos puntos

principales para la inyeccioacuten del quiacutemico como son el muacuteltiple de produccioacuten y

prueba como tambieacuten el ingreso a la bota desgasificadora en la Tabla 33 se

detallan los quiacutemicos inyectados como Demulsificante Antiparafiacutenico Dispersante

Soacutelidos Antiespumante ademaacutes en la tabla mencionada se presenta cantidades

inyectadas y costos de cada uno de los quiacutemicos9 Los productos demulsificantes

son utilizados para separar las moleacuteculas de crudo y agua emulsionadas con un

tiempo de contacto en el tanque de lavado para la determinacioacuten de la cantidad

de quiacutemico inyectado es necesario conocer el sistema de recoleccioacuten de crudo a

objeto de caracterizar las corrientes y determinar mediante anaacutelisis de laboratorio

el porcentaje de emulsioacuten tipo de emulsioacuten porcentaje de Agua libre y Gravedad

API (Normas ASTM D4007-2 Determinacioacuten de agua y sedimentos en crudo por

centrifugacioacuten y ASTM D287-92-2000 Determinacioacuten de la Gravedad API en

crudos y derivados Meacutetodo del Hidroacutemetro)

La parafina es una cera soacutelida del petroacuteleo de alto peso molecular (nuacutemero de

aacutetomos de carbonos presentes en el crudo mayor de 18 aacutetomos de carbonos)

tienen una temperatura de ablandamiento desde 60deg F a 215deg F

aproximadamente Dependiendo donde se presente el problema de precipitacioacuten

de parafina se debe seleccionar el punto de inyeccioacuten para separarlo En la

estacioacuten Cuyabeno se inyecta productos quiacutemicos antiparafiacutenico en el muacuteltiple de

produccioacuten

Los productos antiespumantes son utilizados en los crudos tendientes a formar

espuma a objeto de disiparla generalmente se inyectan en el muacuteltiple de

produccioacuten a cierta distancia del producto quiacutemico demulsificante o en la liacutenea de

entrada de los separadores bifaacutesicos o trifaacutesicos Estos productos son utilizados

cuando hay presencia de soacutelidos en el crudo estos soacutelidos estabilizan las

emulsiones y forman altas interfaces en los tanques de lavado lo que es negativo

para la deshidratacioacuten de crudo Los soacutelidos estaacuten impregnados de crudo que se

mantienen en suspensioacuten en la interface crudo-agua la funcioacuten de los

dispersantes de soacutelidos es cambiar la humectabilidad del soacutelido para que este

emigre de la fase acuosa y se separe Es importante conocer mediante anaacutelisis de

laboratorio en contenido de soacutelidos presentes en el crudo asiacute como el origen de

ello dependeraacute la seleccioacuten del producto quiacutemico dispersante Para la inyeccioacuten de

quiacutemicos se utilizan bombas en cumplimiento de la norma API STD 675 ldquoPositive

Displacement Pumps Controlledrdquo y tanques de fibra de vidrio reforzado de acuerdo

a API 12P ldquoSpecification for Fiberglass Reinforced Plastic Tanksrdquo incluyendo

ademaacutes las conexiones de proceso servicio e instrumentacioacuten hasta las vaacutelvulas

de bloqueo yo instrumento final para conectar al sistema de distribucioacuten En la

Figura 34 se observa la disposicioacuten del sistema de inyeccioacuten de quiacutemicos

Poliesteraminas agentes de superficie activa violentos deshidratan en

bajas dosificaciones al sobredosificarse producen emulsiones inversas

(ow)

Oxialquilados buenos agentes humectantes son usados en mezclas

Poliaminas son lentos en el asentamiento de las gotas de agua

Alcanolaminas son raacutepidos en el asentamiento de las gotas de agua

Un soacutelo compuesto quiacutemico no puede proveer las tres acciones requeridas

anteriormente citadas por lo que los desemulsificantes comerciales son una

mezcla de varios desemulsificantes baacutesicos (30-60 ) maacutes la adicioacuten de solventes

adecuados tales como nafta aromaacutetica pesada benceno tolueno o alcohol

isopropiacutelico para obtener un liacutequido que fluya a la menor temperatura esperada

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

puedan difundirse raacutepidamente a traveacutes de la fase de aceite y alcancen las gotas

de agua

Por el contrario los desemulsificantes para emulsiones inversas ow son muy

solubles en agua Comuacutenmente son poliaminas cuaternarias de amonio de alto

peso molecular mezcladas con aluminio hierro o cloruro de zinc

Los desemulsificantes deben ser dosificados en forma continua en la relacioacuten

determinada por pruebas de botella yo pruebas de campo La dosificacioacuten en

forma de choque no es muy recomendable Los rangos de dosificacioacuten 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 dosificacioacuten que los crudos

ligeros El exceso de dosificacioacuten de desemulsificante incrementa los costos de

tratamiento incrementa el aceite contenido en la salmuera separada puede

estabilizar auacuten maacutes la emulsioacuten regular (aguaaceite) y puede producir emulsiones

inversas (aceiteagua)

Los desemulsificantes deben ser inyectados tan temprano como sea posible (en el

fondo o en la cabeza del pozo) Esto permite maacutes tiempo de contacto y puede

prevenir la formacioacuten de emulsioacuten corriente abajo

La inyeccioacuten de desemulsificante antes de una bomba asegura un adecuado

contacto con el crudo y minimiza la formacioacuten de emulsioacuten por la accioacuten de la

bomba

La seleccioacuten y preparacioacuten del tipo de desemulsificante debe coincidir con el

recipiente de tratamiento de la emulsioacuten Los tanque de lavado que tienen largo

tiempo de retencioacuten (8-24 horas) requieren desemulsificantes de accioacuten lenta Por

otro lado los tratadores-calentadores y las unidades electrostaacuteticas con corto

tiempo de retencioacuten (15-60 minutos) requieren desemulsificantes de accioacuten muy

raacutepida Problemas como precipitacioacuten de parafinas en climas friacuteos incremento de

soacutelidos por workovers y adicioacuten de compuestos quiacutemicos para estimulacioacuten de

pozos pueden requerir el cambio del desemulsificante de liacutenea

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

permitir su completa identificacioacuten seleccionar el desemulsificante maacutes adecuado

es un arte y una ciencia La seleccioacuten estaacute basada en pruebas empiacutericas de

descrito en el meacutetodo API MPMS 104 (1988)

Obviamente para el eacutexito de la prueba de botella se requiere de una buena

muestra de la emulsioacuten del sistema Para que una muestra sea buena debe reunir

las siguientes caracteriacutesticas

1 Debe ser representativa de la corriente

2 Debe ser un compuesto de la produccioacuten de los pozos individuales que estaacuten

alimentando al tratador

3 Contener cantidades representativas de los quiacutemicos presentes en el sistema

tales como inhibidores de corrosioacuten y parafinas

4 Debe ser fresca para evitar la estabilizacioacuten por envejecimiento de la emulsioacuten

El tratamiento quiacutemico en general ofrece las siguientes ventajas

1 La formacioacuten de las emulsiones puede ser completamente prevenida

dosificando los desemulsificantes desde una etapa temprana del tratamiento

2 La emulsioacuten puede ser rota en friacuteo reduciendo los costos de calentamiento de

la emulsioacuten y la peacuterdida de gravedad asociada con el calentamiento

Las desventajas del tratamiento quiacutemico son

1 Una sobredosificacioacuten puede producir nuevas emulsiones que son a menudo

maacutes difiacuteciles de romper que las emulsiones originales

2 No siempre es econoacutemico romper las emulsiones soacutelo con el tratamiento

quiacutemico generalmente es necesario el uso de energiacutea adicional como

calentamiento o electricidad para reducir los costos del tratamiento quiacutemico

252 TRATAMIENTO GRAVITACIONAL

El meacutetodo por asentamiento gravitacional que consiste en la demulsificacioacuten del

agua en el crudo mediante tiempo de retencioacuten y diferencia de densidades se lleva

a cabo en dos diferentes equipos Eliminadores de agua libre (FWKO) y Tanque

de lavado (Wash Tank) Los eliminadores de agua libre (FWKO) sirven para

remover grandes cantidades de agua no emulsionada en la corriente de los fluidos

que llega a la estacioacuten desde los pozos productores y se asientan faacutecilmente en

menos de 5-20 minutos Estos recipientes se encuentran disentildeados bajo la norma

ASME SECCTION VIII

div 1 y en su parte interna estaacute constituido por bafles para direccionar los fluidos

y platos de coalescencia para deshidratar el gas natural El petroacuteleo separado del

agua libre al contener un porcentaje de agua emulsionada que variacutea entre 1 a 30

de BSW (corte de agua) lo cual implica tratarlo en otro sistema que es el tanque

de lavado (Wash Tank) estos tanques operan con la mitad de agua (colchoacuten de

agua) y la otra parte es petroacuteleo El crudo emulsionado entra en la parte inferior a

una altura de 3 pies de lo cual implica que el agua llegue con el crudo y entre en

contacto con el agua del tanque de lavado con lo que se lleva a cabo la

coalescencia del agua mediante el flujo que se ve forzada por bafles internos de la

cual permite incrementar el tempo de retencioacuten Los tanques de lavado se

encuentran disentildeados bajo la norma API 650 El tratamiento quiacutemico el tiempo de

retencioacuten del tanque de lavado y la diferencia de densidades del petroacuteleo y la

emulsioacuten permite que el petroacuteleo ascienda en la parte superior a formar parte de

la zona del petroacuteleo deshidratado este proceso de deshidratacioacuten en el tanque de

lavado se lleva a cabo en un tiempo de residencia que puede estar entre 3 y 36

horas

253 TRATAMIENTO ELECTROSTAacuteTICO

Cuando el crudo cuya gravedad se encuentran por debajo de los 12deg API ya no

resulta rentable utilizar los tanques de lavado para su deshidratacioacuten debido a su

velocidad de asentamiento para estos casos es necesariamente utilizar el meacutetodo

de deshidratacioacuten electrostaacutetica Este meacutetodo se basa principalmente por el efecto

que produce un campo eleacutectrico en la velocidad de asentamiento de las partiacuteculas

de agua contenidas en la emulsioacuten

2531 Principio electrostaacutetico de coalescencia

Este principio se basa en la estructura de la moleacutecula de agua Esta moleacutecula

responde a un campo eleacutectrico por su configuracioacuten Las gotas de agua que se

encuentran dispersas en el petroacuteleo formando la emulsioacuten estas gotas de agua

en su forma natural son esfeacutericas y se encuentran en el estado maacutes bajo de

energiacutea libre Por lo tanto la gota no es dipolar en su estado natural Sin embargo

al aplicarse un campo eleacutectrico se hace dipolar En este caso la gota pasa de una

forma esfeacuterica a una elipsoidal Las cargas positivas se encuentran en un extremo

del elipsoide y las cargas negativas en el otro extremo Cuando se produce la

elongacioacuten para que la gota alcance la forma elipsoidal se afecta la peliacutecula

superficial de la gota haciendo que las gotas adyacentes de diferente polaridad

eleacutectrica se atraigan y choquen formando asiacute la coalescencia dando origen a una

gota maacutes grande que cae con mayor rapidez

2532 Caracteriacutesticas de un coalescedor electrostaacutetico

Un deshidratador electrostaacutetico estaacute dividido en 3 secciones Figura 27 La

primera seccioacuten ocupa aproximadamente el 50 de su longitud y es llamada

ldquoSeccioacuten de calentamientordquo La segunda seccioacuten es llamada ldquoSeccioacuten central o

control de nivelrdquo y esta ocupa por alrededor del 10 de su longitud ubicada

adyacente a la seccioacuten de calentamiento La tercera seccioacuten ocupa el 40 de la

longitud del deshidratador y es denominada ldquoSeccioacuten de asentamientordquo del agua

suspendida para producir crudo limpio Las parrillas de electrodos de alto voltaje

estaacuten localizadas en la parte superior del recipiente arriba de la interface agua

aceite

La velocidad de asentamiento por gravedad es muy lenta tal como se expone en

la Ley de Stokes Por ejemplo una gota de agua de 20 micras de diaacutemetro en un

crudo de 33 degAPI a 100 degF y una viscosidad de 65 cp se asienta a una velocidad

de 007 fthr

La moleacutecula de agua es polar (figura 24) por lo tanto un campo eleacutectrico

incrementa la coalescencia de las gotas dispersas en el aceite por dos

mecanismos que actuacutean simultaacuteneamente (Lucas R N 1976)

1 Sometidas a un campo electrostaacutetico las gotas de agua adquieren una carga

eleacutectrica neta

2 La distribucioacuten al azar de las gotas de agua en el seno del aceite al pasar por el

campo electrostaacutetico se alinean con su carga positiva orientada al electrodo

cargado (negativo)

254 TRATAMIENTO TEacuteRMICO

El tratamiento teacutermico constituye un meacutetodo efectivo y econoacutemico para la

deshidratacioacuten del petroacuteleo y en la mayoriacutea de los casos se utiliza para ayudar en

otros procesos Antes de aplicar la transferencia de calor es necesario separar el

agua libre y el gas con el fin de reducir la energiacutea que se debe aplicar para

calentar el petroacuteleo ya que se requiere 350 BTU para calentar un barril de agua

en 1ordmF y solamente se requiere 150 BTU para calentar un barril de crudo El

calentamiento ayuda al rompimiento de las emulsiones debido a que tiene los

siguientes efectos sobre ella

bull Dilata la peliacutecula superficial que rodea a las gotas de agua debilitaacutendola y

facilitaacutendola la coalescencia entre ellas

bull Origina y aumenta el movimiento de las moleacuteculas de agua produciendo

colisiones cada vez maacutes violentas que ayudan tambieacuten al rompimiento de la

peliacutecula superficial que rodea a la moleacutecula de agua

bull Aumenta la diferencia de densidades entre agua y petroacuteleo facilitando tambieacuten

el asentamiento de las gotas de agua

bull Reduce la tensioacuten superficial del agua facilitando la unioacuten de las gotas ya que

tienden a tomar una superficie coacutencava y a ofrecer mayor superficie de contacto

con el petroacuteleo

bull Reduce la viscosidad del petroacuteleo

La aplicacioacuten de calor para romper la emulsioacuten se puede hacer por medio de

intercambiadores de calor calentadores directos o indirectos y tratadores

teacutermicos

2541 Intercambiadores de Calor

Los intercambiadores de calor son dispositivos en los cuales cumplen una funcioacuten

especiacutefica tal como indica su nombre intercambiar calor entre dos fluidos que no

se mezclan En los procesos petroleros el disentildeo exclusivo de los

intercambiadores de calor es el de tubos y coraza debido a su amplio rango de

servicio y su alta resistencia a diversas condiciones de operacioacuten Normalmente la

transferencia de calor se produce por contacto directo del crudo emulsionado y del

fluido que proporcionaraacute calor usualmente el crudo pasa por los tubos y el fluido

de trabajo por la coraza esto ayuda a que exista un contacto total con turbulencia

del fluido de trabajo para quo no exista puntos muertos y que la transferencia de

calor sea maacutes eficiente Los intercambiadores de calor ademaacutes de ser eficientes

teacutermicamente su mantenimiento es faacutecil ya que uacutenicamente se lo realiza maacutes a

menudo al haz de tubos y los costos asociados a este son bajos

2542 Calentadores Directos

Este tipo de calentadores lleva a cabo la transferencia de calor por contacto

directo entre el crudo emulsionado y la superficie del calentador esto permite

manejar grandes voluacutemenes de fluido con un menor consumo de combustible Son

raacutepidos eficientes y de costo relativamente bajo La desventaja es que son

peligrosos a explosioacuten requieren de supervisioacuten constante y desperdician

productos livianos Su principal uso estaacute en calentar emulsiones no corrosivas que

esteacuten en baja presioacuten

2543 Calentadores Indirectos

Este tipo de calentadores la emulsioacuten fluye traveacutes de tubos sumergido en agua

donde la transferencia de calor se produce indirectamente por medio del agua que

estaacute alrededor del quemador y recibe de este el calor

Los calentadores indirectos presentan una ventaja de mantener la temperatura

constante y no presenta peligro de explosioacuten Como desventaja se puede notar

que requiere de varias horas para calentar despueacutes de un periacuteodo inactivo

Haciendo imposible tratar una emulsioacuten inmediatamente Sus capacidades son

aproximadamente de 2000 barriles de emulsioacuten por diacutea para un aumento de

temperatura de 100 ordmF

2544 Tratadores Teacutermicos

Los tratadores teacutermicos son equipos que combinan el proceso de calentamiento

con un sistema de coalescencia que ademaacutes de calentar el fluido se le da un

tiempo de retencioacuten para que se realice la separacioacuten de crudo y agua

emulsionada Son equipos que permiten desgasificar y drenar agua decantada La

norma API 5L recomienda el uso de estos equipos cuando el porcentaje de agua

emulsionada es menor o igual al 20 ademaacutes para una mejor eficiencia del

proceso de deshidratacioacuten es necesario determinar la temperatura a la cual el

crudo alcanza como miacutenimo una viscosidad de 150 SSU (25 ndash 30 Cp)

Tratamiento Mecaacutenico

Existen en la industria petrolera diversos procesos mecaacutenicos y fiacutesicos para

reducir el nivel de agua y sedimentos (AyS) del crudo producido a los liacutemites

establecidos entre operadoras y compradoras Antiguamente se contaban con

medios pocos desarrollados para realizar las labores de deshidratacioacuten de crudo

pero simultaacuteneamente con el desarrollo de la industria y con la consiguiente

necesidad de tratar el petroacuteleo producido se fueron desarrollando nuevas teacutecnicas

tendientes a lograr procesos de tratamiento con resultados tan satisfactorio como

fuera posible

Los principios en las cuales se basan para realizar la separacioacuten fiacutesica de vapor

liacutequidos o soacutelidos son el momentum oacute cantidad de movimiento la fuerza de

gravedad y la coalescencia como ya hemos mencionado Toda separacioacuten puede

emplear uno o maacutes de estos principios pero siempre las fases de los fluidos

deben ser inmiscibles y de diferentes densidades para que ocurra la separacioacuten

Dentro de esta gama de separadores mecaacutenicos se pueden mencionar por ser

los maacutes usados dentro de la industria petrolera los siguientes

A Separadores API

B Calentadores

C Despojadores de agua libre DAL

D Centrifugadores

E Platos Paralelos y Corrugados

En adelante se presentaraacuten algunos de los dispositivos de separacioacuten mecaacutenica

que se acaban de mencionar como lo son los separadores API y calentadores

dejando para capiacutetulos continuos la base teoacuterica de los otros restantes son los de

mayor intereacutes en esta investigacioacuten

A-Separadores API (Maston 1990)

Los separadores API son usados ampliamente en las refineriacuteas y son aceptados

generalmente como la norma en lo que a dispositivos de separacioacuten de

crudoagua se refiere Muchos autores dan recomendaciones de criterios de

disentildeo para estas unidades las cuales estaacuten compuestas de uno o maacutes canales

de flujo con una seccioacuten rectangular tanto horizontal como vertical Estos

recomiendan un ancho de canal de 6 a 20 ft (18 a 61 m) y una profundidad de 3 a

8 ft (091 a 244 m) Tambieacuten la relacioacuten anchoprofundidad esta restringida a

valores de 03 a 05 Modelos experimentales de separadores han mostrado bajas

eficiencias para relaciones anchoprofundidad por debajo de 02 El agua drenada

de los tanques fluye longitudinalmente a traveacutes de este canal mientras que las

gotas de crudo suben a la superficie para ser removidas

El criterio de disentildeo de los API (apeacutendice J) fue concebido para confirmar la

inherente suposicioacuten en este tipo de separadores crudoagua de que el mismo

criterio podriacutea ser aplicado a los DAL horizontales Este criterio incorpora un

disentildeo con diaacutemetro de gota de 0015 cm y asume que la velocidad de asenso

obedece a la ley de Stokes Las especificaciones de los separadores permiten que

las gotas de crudo lleguen a la superficie donde seraacuten removidas al final del

recorrido longitudinal El flujo es un factor intriacutenseco dentro de este criterio de

disentildeo el cual es un factor de compensacioacuten para cortocircuitos y turbulencia

necesaria

B-Calentadores

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

forma en que se aplica el calor

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

directo de la corriente alimentada con el calentador Aunque este tipo presenta

problemas de sedimentos y de corrosioacuten pueden manejar mayores voluacutemenes de

fluidos con menor gasto de combustible que los calentadores indirectos

Estos calentadores directos operan eficientemente en procesos operando en baja

presioacuten y donde los fluidos manejados no son muy corrosivos

El esquema tiacutepico de calentadores-tratadores directos tipo vertical y horizontal

se muestra en las figuras 27 y 28 respectivamente

El disentildeo normal de un tratador-calentador tipo vertical cumple las siguientes

funciones

1 Desgasificado de la emulsioacuten de entrada

2 Remocioacuten de arenas sedimentos y agua libre previo al calentamiento

3 Lavado con agua y calentamiento de la emulsioacuten

4 Coalescencia y asentamiento de las gotas de agua Coalescencia mecaacutenica

puede ser usada en eacutesta seccioacuten

El aceite deshidratado caliente puede ser usado para precalentar la emulsioacuten de

entrada usando un intercambiador de calor

Los calentadores-tratadores no son recomendables para remover grandes

cantidades de agua libre y eacutesta limitante llega a ser maacutes aguda en yacimientos

viejos con gran produccioacuten de agua congeacutenita En estos casos la instalacioacuten previa

de un DAL es una solucioacuten ideal

Las mismas funciones baacutesicas son previstas en un calentador directo tipo

horizontal como se muestra en la figura 29 La alimentacioacuten es parcialmente

desgasificada luego dirigida hacia la parte de abajo para la precipitacioacuten del agua

libre y la arena Despueacutes la alimentacioacuten es calentada y sufre una uacuteltima

desgasificacioacuten Posteriormente a traveacutes de un distribuidor pasa a un colector de

agua para finalmente pasar a la seccioacuten de coalescencia

Las partiacuteculas soacutelidas tales como arena escama productos de corrosioacuten se

depositaraacuten 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 alimentacioacuten

2 Bloquear la transferencia de calor y causar quemado del equipo de

calentamiento

3 Interferir los controles de nivel aacutenodos vaacutelvulas medidores y bombas

Asimismo pueden incrementar el crecimiento bacteriano y la velocidad de

corrosioacuten

Para prevenir la deposicioacuten de estos sedimentos se pueden instalar

hidrojets que operando a 30 psi por arriba de la presioacuten de operacioacuten del

calentador pueden remover los sedimentos para su drenado por la parte inferior

del recipiente

En los calentadores de tipo indirecto primero se calienta un fluido

Posteriormente a traveacutes de un intercambiador de calor el fluido de calentamiento

transfiere calor a la corriente de alimentacioacuten

En este tipo de calentadores disminuye el riesgo de explosioacuten y son utilizados en

instalaciones donde es posible recuperar calor tales como el gas caliente de

salida de las turbinas

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

ventajas

1 Reduce la viscosidad de la fase continua un incremento en la temperatura de

10degF baja la viscosidad de la emulsioacuten por un factor de 2

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

coalescencia

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

4 Promueve una mejor distribucioacuten del desemulsificante

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

Esto se logra manteniendo la temperatura del crudo por arriba de su punto de

nube

6 Debilita la peliacutecula de emulsificante que rodea a las gotas de agua

Sin embargo el calentamiento presenta las siguientes desventajas

1 Provoca la migracioacuten de los compuestos maacutes volaacutetiles del crudo hacia la fase

gaseosa Esta peacuterdida de ligeros en el crudo provoca una disminucioacuten de volumen

del crudo calentado (encogimiento) y una disminucioacuten en su gravedad API

2 Incrementa los costos de combustible

3 Incrementa los riesgos en las instalaciones

4 Requieren mayor instrumentacioacuten y control

5 Causa depoacutesitos de coke

PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN Y DESLADO DEL PETROacuteLEO CRUDO EN

REFINERIacuteA MADERO (PEMEX)

PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN DE LA ESTACIOacuteN DE PRODUCCION

CUYABENO-TRATAMIENTO QUIMICO

31 UBICACIOacuteN Y CONDICIONES DE OPERACIOacuteN

El aacuterea Cuyabeno tiene una estacioacuten de produccioacuten donde se procesa todo el

crudo agua y gas que producen los 21 pozos activos6 de los cuales 13 pozos

producen por bombeo hidraacuteulico (Power Oil BH) y 8 por bombeo electro

sumergible (BES) Este campo maneja actualmente una produccioacuten promedio de

8597 BPD de petroacuteleo de 258 degAPI 24911 BPD de agua de formacioacuten y 2322

MPCGD de gas asociado7 En la figura 31 se muestra la ubicacioacuten geograacutefica del

campo Cuyabeno

DESCRIPCIOacuteN DEL PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN

Luego de la etapa de separacioacuten la mezcla crudo-agua incluyendo el fluido

separado en el equipo trifaacutesico que se vuelve a unir a la descarga de los

separadores bifaacutesicos e ingresa a la bota desgasificadora donde se extrae el

remanente de gas en el fluido el cual es transferido a la tea de baja y por otro la

emulsioacuten crudo-agua a una presioacuten estimada de entre 20-18 psig sigue hacia el

tanque de lavado que tiene una capacidad en volumen de 18130 Bbls (H= 36

pies Oslash= 60 pies) el cual opera con un colchoacuten de agua promedio de 9 pies En

este recipiente por gravedad e inyeccioacuten de quiacutemicos principalmente el

demulsificante separa el crudo del agua El proceso de deshidratacioacuten actual

indica que el agua excedente del colchoacuten operativo (9 pies promedio) es utilizada

una parte para calentarla con un calentador artesanal usando un miacutenimo de gas

liberado desde los separadores de produccioacuten y prueba que pasan por tres

recipientes denominados depuradores o Scrubber tipo vertical donde se libera al

gas del contenido del liacutequido remanente que puede existir el agua caliente se

mezclaraacute con la emulsioacuten crudo-agua a la entrada del tanque de lavado con el fin

de facilitar la deshidratacioacuten a traveacutes de un equipo denominado Mezclador Estaacutetico

y el resto seraacute enviada al sistema de agua de reinyeccioacuten en el Anexo 7 se

muestra el Diagrama de tuberiacutea e Instrumentacioacuten (PG-CCY-M-002)

El equipo de calentamiento instalado es artesanal y por lo

mismo ineficiente en cuanto al gradiente de temperaturas obtenido (5-10degF)8 con

la que se obtiene una temperatura de crudo 112degF resultante de la mezcla no

recomendable para deshidratacioacuten En la figura 33 se muestra calentador de la

estacioacuten de Cuyabeno

331 TIPO DE QUIacuteMICOS INYECTADOS

El Campo Cuyabeno presenta para la deshidratacioacuten de crudo dos puntos

principales para la inyeccioacuten del quiacutemico como son el muacuteltiple de produccioacuten y

prueba como tambieacuten el ingreso a la bota desgasificadora en la Tabla 33 se

detallan los quiacutemicos inyectados como Demulsificante Antiparafiacutenico Dispersante

Soacutelidos Antiespumante ademaacutes en la tabla mencionada se presenta cantidades

inyectadas y costos de cada uno de los quiacutemicos9 Los productos demulsificantes

son utilizados para separar las moleacuteculas de crudo y agua emulsionadas con un

tiempo de contacto en el tanque de lavado para la determinacioacuten de la cantidad

de quiacutemico inyectado es necesario conocer el sistema de recoleccioacuten de crudo a

objeto de caracterizar las corrientes y determinar mediante anaacutelisis de laboratorio

el porcentaje de emulsioacuten tipo de emulsioacuten porcentaje de Agua libre y Gravedad

API (Normas ASTM D4007-2 Determinacioacuten de agua y sedimentos en crudo por

centrifugacioacuten y ASTM D287-92-2000 Determinacioacuten de la Gravedad API en

crudos y derivados Meacutetodo del Hidroacutemetro)

La parafina es una cera soacutelida del petroacuteleo de alto peso molecular (nuacutemero de

aacutetomos de carbonos presentes en el crudo mayor de 18 aacutetomos de carbonos)

tienen una temperatura de ablandamiento desde 60deg F a 215deg F

aproximadamente Dependiendo donde se presente el problema de precipitacioacuten

de parafina se debe seleccionar el punto de inyeccioacuten para separarlo En la

estacioacuten Cuyabeno se inyecta productos quiacutemicos antiparafiacutenico en el muacuteltiple de

produccioacuten

Los productos antiespumantes son utilizados en los crudos tendientes a formar

espuma a objeto de disiparla generalmente se inyectan en el muacuteltiple de

produccioacuten a cierta distancia del producto quiacutemico demulsificante o en la liacutenea de

entrada de los separadores bifaacutesicos o trifaacutesicos Estos productos son utilizados

cuando hay presencia de soacutelidos en el crudo estos soacutelidos estabilizan las

emulsiones y forman altas interfaces en los tanques de lavado lo que es negativo

para la deshidratacioacuten de crudo Los soacutelidos estaacuten impregnados de crudo que se

mantienen en suspensioacuten en la interface crudo-agua la funcioacuten de los

dispersantes de soacutelidos es cambiar la humectabilidad del soacutelido para que este

emigre de la fase acuosa y se separe Es importante conocer mediante anaacutelisis de

laboratorio en contenido de soacutelidos presentes en el crudo asiacute como el origen de

ello dependeraacute la seleccioacuten del producto quiacutemico dispersante Para la inyeccioacuten de

quiacutemicos se utilizan bombas en cumplimiento de la norma API STD 675 ldquoPositive

Displacement Pumps Controlledrdquo y tanques de fibra de vidrio reforzado de acuerdo

a API 12P ldquoSpecification for Fiberglass Reinforced Plastic Tanksrdquo incluyendo

ademaacutes las conexiones de proceso servicio e instrumentacioacuten hasta las vaacutelvulas

de bloqueo yo instrumento final para conectar al sistema de distribucioacuten En la

Figura 34 se observa la disposicioacuten del sistema de inyeccioacuten de quiacutemicos

Los desemulsificantes deben ser inyectados tan temprano como sea posible (en el

fondo o en la cabeza del pozo) Esto permite maacutes tiempo de contacto y puede

prevenir la formacioacuten de emulsioacuten corriente abajo

La inyeccioacuten de desemulsificante antes de una bomba asegura un adecuado

contacto con el crudo y minimiza la formacioacuten de emulsioacuten por la accioacuten de la

bomba

La seleccioacuten y preparacioacuten del tipo de desemulsificante debe coincidir con el

recipiente de tratamiento de la emulsioacuten Los tanque de lavado que tienen largo

tiempo de retencioacuten (8-24 horas) requieren desemulsificantes de accioacuten lenta Por

otro lado los tratadores-calentadores y las unidades electrostaacuteticas con corto

tiempo de retencioacuten (15-60 minutos) requieren desemulsificantes de accioacuten muy

raacutepida Problemas como precipitacioacuten de parafinas en climas friacuteos incremento de

soacutelidos por workovers y adicioacuten de compuestos quiacutemicos para estimulacioacuten de

pozos pueden requerir el cambio del desemulsificante de liacutenea

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

permitir su completa identificacioacuten seleccionar el desemulsificante maacutes adecuado

es un arte y una ciencia La seleccioacuten estaacute basada en pruebas empiacutericas de

descrito en el meacutetodo API MPMS 104 (1988)

Obviamente para el eacutexito de la prueba de botella se requiere de una buena

muestra de la emulsioacuten del sistema Para que una muestra sea buena debe reunir

las siguientes caracteriacutesticas

1 Debe ser representativa de la corriente

2 Debe ser un compuesto de la produccioacuten de los pozos individuales que estaacuten

alimentando al tratador

3 Contener cantidades representativas de los quiacutemicos presentes en el sistema

tales como inhibidores de corrosioacuten y parafinas

4 Debe ser fresca para evitar la estabilizacioacuten por envejecimiento de la emulsioacuten

El tratamiento quiacutemico en general ofrece las siguientes ventajas

1 La formacioacuten de las emulsiones puede ser completamente prevenida

dosificando los desemulsificantes desde una etapa temprana del tratamiento

2 La emulsioacuten puede ser rota en friacuteo reduciendo los costos de calentamiento de

la emulsioacuten y la peacuterdida de gravedad asociada con el calentamiento

Las desventajas del tratamiento quiacutemico son

1 Una sobredosificacioacuten puede producir nuevas emulsiones que son a menudo

maacutes difiacuteciles de romper que las emulsiones originales

2 No siempre es econoacutemico romper las emulsiones soacutelo con el tratamiento

quiacutemico generalmente es necesario el uso de energiacutea adicional como

calentamiento o electricidad para reducir los costos del tratamiento quiacutemico

252 TRATAMIENTO GRAVITACIONAL

El meacutetodo por asentamiento gravitacional que consiste en la demulsificacioacuten del

agua en el crudo mediante tiempo de retencioacuten y diferencia de densidades se lleva

a cabo en dos diferentes equipos Eliminadores de agua libre (FWKO) y Tanque

de lavado (Wash Tank) Los eliminadores de agua libre (FWKO) sirven para

remover grandes cantidades de agua no emulsionada en la corriente de los fluidos

que llega a la estacioacuten desde los pozos productores y se asientan faacutecilmente en

menos de 5-20 minutos Estos recipientes se encuentran disentildeados bajo la norma

ASME SECCTION VIII

div 1 y en su parte interna estaacute constituido por bafles para direccionar los fluidos

y platos de coalescencia para deshidratar el gas natural El petroacuteleo separado del

agua libre al contener un porcentaje de agua emulsionada que variacutea entre 1 a 30

de BSW (corte de agua) lo cual implica tratarlo en otro sistema que es el tanque

de lavado (Wash Tank) estos tanques operan con la mitad de agua (colchoacuten de

agua) y la otra parte es petroacuteleo El crudo emulsionado entra en la parte inferior a

una altura de 3 pies de lo cual implica que el agua llegue con el crudo y entre en

contacto con el agua del tanque de lavado con lo que se lleva a cabo la

coalescencia del agua mediante el flujo que se ve forzada por bafles internos de la

cual permite incrementar el tempo de retencioacuten Los tanques de lavado se

encuentran disentildeados bajo la norma API 650 El tratamiento quiacutemico el tiempo de

retencioacuten del tanque de lavado y la diferencia de densidades del petroacuteleo y la

emulsioacuten permite que el petroacuteleo ascienda en la parte superior a formar parte de

la zona del petroacuteleo deshidratado este proceso de deshidratacioacuten en el tanque de

lavado se lleva a cabo en un tiempo de residencia que puede estar entre 3 y 36

horas

253 TRATAMIENTO ELECTROSTAacuteTICO

Cuando el crudo cuya gravedad se encuentran por debajo de los 12deg API ya no

resulta rentable utilizar los tanques de lavado para su deshidratacioacuten debido a su

velocidad de asentamiento para estos casos es necesariamente utilizar el meacutetodo

de deshidratacioacuten electrostaacutetica Este meacutetodo se basa principalmente por el efecto

que produce un campo eleacutectrico en la velocidad de asentamiento de las partiacuteculas

de agua contenidas en la emulsioacuten

2531 Principio electrostaacutetico de coalescencia

Este principio se basa en la estructura de la moleacutecula de agua Esta moleacutecula

responde a un campo eleacutectrico por su configuracioacuten Las gotas de agua que se

encuentran dispersas en el petroacuteleo formando la emulsioacuten estas gotas de agua

en su forma natural son esfeacutericas y se encuentran en el estado maacutes bajo de

energiacutea libre Por lo tanto la gota no es dipolar en su estado natural Sin embargo

al aplicarse un campo eleacutectrico se hace dipolar En este caso la gota pasa de una

forma esfeacuterica a una elipsoidal Las cargas positivas se encuentran en un extremo

del elipsoide y las cargas negativas en el otro extremo Cuando se produce la

elongacioacuten para que la gota alcance la forma elipsoidal se afecta la peliacutecula

superficial de la gota haciendo que las gotas adyacentes de diferente polaridad

eleacutectrica se atraigan y choquen formando asiacute la coalescencia dando origen a una

gota maacutes grande que cae con mayor rapidez

2532 Caracteriacutesticas de un coalescedor electrostaacutetico

Un deshidratador electrostaacutetico estaacute dividido en 3 secciones Figura 27 La

primera seccioacuten ocupa aproximadamente el 50 de su longitud y es llamada

ldquoSeccioacuten de calentamientordquo La segunda seccioacuten es llamada ldquoSeccioacuten central o

control de nivelrdquo y esta ocupa por alrededor del 10 de su longitud ubicada

adyacente a la seccioacuten de calentamiento La tercera seccioacuten ocupa el 40 de la

longitud del deshidratador y es denominada ldquoSeccioacuten de asentamientordquo del agua

suspendida para producir crudo limpio Las parrillas de electrodos de alto voltaje

estaacuten localizadas en la parte superior del recipiente arriba de la interface agua

aceite

La velocidad de asentamiento por gravedad es muy lenta tal como se expone en

la Ley de Stokes Por ejemplo una gota de agua de 20 micras de diaacutemetro en un

crudo de 33 degAPI a 100 degF y una viscosidad de 65 cp se asienta a una velocidad

de 007 fthr

La moleacutecula de agua es polar (figura 24) por lo tanto un campo eleacutectrico

incrementa la coalescencia de las gotas dispersas en el aceite por dos

mecanismos que actuacutean simultaacuteneamente (Lucas R N 1976)

1 Sometidas a un campo electrostaacutetico las gotas de agua adquieren una carga

eleacutectrica neta

2 La distribucioacuten al azar de las gotas de agua en el seno del aceite al pasar por el

campo electrostaacutetico se alinean con su carga positiva orientada al electrodo

cargado (negativo)

254 TRATAMIENTO TEacuteRMICO

El tratamiento teacutermico constituye un meacutetodo efectivo y econoacutemico para la

deshidratacioacuten del petroacuteleo y en la mayoriacutea de los casos se utiliza para ayudar en

otros procesos Antes de aplicar la transferencia de calor es necesario separar el

agua libre y el gas con el fin de reducir la energiacutea que se debe aplicar para

calentar el petroacuteleo ya que se requiere 350 BTU para calentar un barril de agua

en 1ordmF y solamente se requiere 150 BTU para calentar un barril de crudo El

calentamiento ayuda al rompimiento de las emulsiones debido a que tiene los

siguientes efectos sobre ella

bull Dilata la peliacutecula superficial que rodea a las gotas de agua debilitaacutendola y

facilitaacutendola la coalescencia entre ellas

bull Origina y aumenta el movimiento de las moleacuteculas de agua produciendo

colisiones cada vez maacutes violentas que ayudan tambieacuten al rompimiento de la

peliacutecula superficial que rodea a la moleacutecula de agua

bull Aumenta la diferencia de densidades entre agua y petroacuteleo facilitando tambieacuten

el asentamiento de las gotas de agua

bull Reduce la tensioacuten superficial del agua facilitando la unioacuten de las gotas ya que

tienden a tomar una superficie coacutencava y a ofrecer mayor superficie de contacto

con el petroacuteleo

bull Reduce la viscosidad del petroacuteleo

La aplicacioacuten de calor para romper la emulsioacuten se puede hacer por medio de

intercambiadores de calor calentadores directos o indirectos y tratadores

teacutermicos

2541 Intercambiadores de Calor

Los intercambiadores de calor son dispositivos en los cuales cumplen una funcioacuten

especiacutefica tal como indica su nombre intercambiar calor entre dos fluidos que no

se mezclan En los procesos petroleros el disentildeo exclusivo de los

intercambiadores de calor es el de tubos y coraza debido a su amplio rango de

servicio y su alta resistencia a diversas condiciones de operacioacuten Normalmente la

transferencia de calor se produce por contacto directo del crudo emulsionado y del

fluido que proporcionaraacute calor usualmente el crudo pasa por los tubos y el fluido

de trabajo por la coraza esto ayuda a que exista un contacto total con turbulencia

del fluido de trabajo para quo no exista puntos muertos y que la transferencia de

calor sea maacutes eficiente Los intercambiadores de calor ademaacutes de ser eficientes

teacutermicamente su mantenimiento es faacutecil ya que uacutenicamente se lo realiza maacutes a

menudo al haz de tubos y los costos asociados a este son bajos

2542 Calentadores Directos

Este tipo de calentadores lleva a cabo la transferencia de calor por contacto

directo entre el crudo emulsionado y la superficie del calentador esto permite

manejar grandes voluacutemenes de fluido con un menor consumo de combustible Son

raacutepidos eficientes y de costo relativamente bajo La desventaja es que son

peligrosos a explosioacuten requieren de supervisioacuten constante y desperdician

productos livianos Su principal uso estaacute en calentar emulsiones no corrosivas que

esteacuten en baja presioacuten

2543 Calentadores Indirectos

Este tipo de calentadores la emulsioacuten fluye traveacutes de tubos sumergido en agua

donde la transferencia de calor se produce indirectamente por medio del agua que

estaacute alrededor del quemador y recibe de este el calor

Los calentadores indirectos presentan una ventaja de mantener la temperatura

constante y no presenta peligro de explosioacuten Como desventaja se puede notar

que requiere de varias horas para calentar despueacutes de un periacuteodo inactivo

Haciendo imposible tratar una emulsioacuten inmediatamente Sus capacidades son

aproximadamente de 2000 barriles de emulsioacuten por diacutea para un aumento de

temperatura de 100 ordmF

2544 Tratadores Teacutermicos

Los tratadores teacutermicos son equipos que combinan el proceso de calentamiento

con un sistema de coalescencia que ademaacutes de calentar el fluido se le da un

tiempo de retencioacuten para que se realice la separacioacuten de crudo y agua

emulsionada Son equipos que permiten desgasificar y drenar agua decantada La

norma API 5L recomienda el uso de estos equipos cuando el porcentaje de agua

emulsionada es menor o igual al 20 ademaacutes para una mejor eficiencia del

proceso de deshidratacioacuten es necesario determinar la temperatura a la cual el

crudo alcanza como miacutenimo una viscosidad de 150 SSU (25 ndash 30 Cp)

Tratamiento Mecaacutenico

Existen en la industria petrolera diversos procesos mecaacutenicos y fiacutesicos para

reducir el nivel de agua y sedimentos (AyS) del crudo producido a los liacutemites

establecidos entre operadoras y compradoras Antiguamente se contaban con

medios pocos desarrollados para realizar las labores de deshidratacioacuten de crudo

pero simultaacuteneamente con el desarrollo de la industria y con la consiguiente

necesidad de tratar el petroacuteleo producido se fueron desarrollando nuevas teacutecnicas

tendientes a lograr procesos de tratamiento con resultados tan satisfactorio como

fuera posible

Los principios en las cuales se basan para realizar la separacioacuten fiacutesica de vapor

liacutequidos o soacutelidos son el momentum oacute cantidad de movimiento la fuerza de

gravedad y la coalescencia como ya hemos mencionado Toda separacioacuten puede

emplear uno o maacutes de estos principios pero siempre las fases de los fluidos

deben ser inmiscibles y de diferentes densidades para que ocurra la separacioacuten

Dentro de esta gama de separadores mecaacutenicos se pueden mencionar por ser

los maacutes usados dentro de la industria petrolera los siguientes

A Separadores API

B Calentadores

C Despojadores de agua libre DAL

D Centrifugadores

E Platos Paralelos y Corrugados

En adelante se presentaraacuten algunos de los dispositivos de separacioacuten mecaacutenica

que se acaban de mencionar como lo son los separadores API y calentadores

dejando para capiacutetulos continuos la base teoacuterica de los otros restantes son los de

mayor intereacutes en esta investigacioacuten

A-Separadores API (Maston 1990)

Los separadores API son usados ampliamente en las refineriacuteas y son aceptados

generalmente como la norma en lo que a dispositivos de separacioacuten de

crudoagua se refiere Muchos autores dan recomendaciones de criterios de

disentildeo para estas unidades las cuales estaacuten compuestas de uno o maacutes canales

de flujo con una seccioacuten rectangular tanto horizontal como vertical Estos

recomiendan un ancho de canal de 6 a 20 ft (18 a 61 m) y una profundidad de 3 a

8 ft (091 a 244 m) Tambieacuten la relacioacuten anchoprofundidad esta restringida a

valores de 03 a 05 Modelos experimentales de separadores han mostrado bajas

eficiencias para relaciones anchoprofundidad por debajo de 02 El agua drenada

de los tanques fluye longitudinalmente a traveacutes de este canal mientras que las

gotas de crudo suben a la superficie para ser removidas

El criterio de disentildeo de los API (apeacutendice J) fue concebido para confirmar la

inherente suposicioacuten en este tipo de separadores crudoagua de que el mismo

criterio podriacutea ser aplicado a los DAL horizontales Este criterio incorpora un

disentildeo con diaacutemetro de gota de 0015 cm y asume que la velocidad de asenso

obedece a la ley de Stokes Las especificaciones de los separadores permiten que

las gotas de crudo lleguen a la superficie donde seraacuten removidas al final del

recorrido longitudinal El flujo es un factor intriacutenseco dentro de este criterio de

disentildeo el cual es un factor de compensacioacuten para cortocircuitos y turbulencia

necesaria

B-Calentadores

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

forma en que se aplica el calor

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

directo de la corriente alimentada con el calentador Aunque este tipo presenta

problemas de sedimentos y de corrosioacuten pueden manejar mayores voluacutemenes de

fluidos con menor gasto de combustible que los calentadores indirectos

Estos calentadores directos operan eficientemente en procesos operando en baja

presioacuten y donde los fluidos manejados no son muy corrosivos

El esquema tiacutepico de calentadores-tratadores directos tipo vertical y horizontal

se muestra en las figuras 27 y 28 respectivamente

El disentildeo normal de un tratador-calentador tipo vertical cumple las siguientes

funciones

1 Desgasificado de la emulsioacuten de entrada

2 Remocioacuten de arenas sedimentos y agua libre previo al calentamiento

3 Lavado con agua y calentamiento de la emulsioacuten

4 Coalescencia y asentamiento de las gotas de agua Coalescencia mecaacutenica

puede ser usada en eacutesta seccioacuten

El aceite deshidratado caliente puede ser usado para precalentar la emulsioacuten de

entrada usando un intercambiador de calor

Los calentadores-tratadores no son recomendables para remover grandes

cantidades de agua libre y eacutesta limitante llega a ser maacutes aguda en yacimientos

viejos con gran produccioacuten de agua congeacutenita En estos casos la instalacioacuten previa

de un DAL es una solucioacuten ideal

Las mismas funciones baacutesicas son previstas en un calentador directo tipo

horizontal como se muestra en la figura 29 La alimentacioacuten es parcialmente

desgasificada luego dirigida hacia la parte de abajo para la precipitacioacuten del agua

libre y la arena Despueacutes la alimentacioacuten es calentada y sufre una uacuteltima

desgasificacioacuten Posteriormente a traveacutes de un distribuidor pasa a un colector de

agua para finalmente pasar a la seccioacuten de coalescencia

Las partiacuteculas soacutelidas tales como arena escama productos de corrosioacuten se

depositaraacuten 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 alimentacioacuten

2 Bloquear la transferencia de calor y causar quemado del equipo de

calentamiento

3 Interferir los controles de nivel aacutenodos vaacutelvulas medidores y bombas

Asimismo pueden incrementar el crecimiento bacteriano y la velocidad de

corrosioacuten

Para prevenir la deposicioacuten de estos sedimentos se pueden instalar

hidrojets que operando a 30 psi por arriba de la presioacuten de operacioacuten del

calentador pueden remover los sedimentos para su drenado por la parte inferior

del recipiente

En los calentadores de tipo indirecto primero se calienta un fluido

Posteriormente a traveacutes de un intercambiador de calor el fluido de calentamiento

transfiere calor a la corriente de alimentacioacuten

En este tipo de calentadores disminuye el riesgo de explosioacuten y son utilizados en

instalaciones donde es posible recuperar calor tales como el gas caliente de

salida de las turbinas

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

ventajas

1 Reduce la viscosidad de la fase continua un incremento en la temperatura de

10degF baja la viscosidad de la emulsioacuten por un factor de 2

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

coalescencia

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

4 Promueve una mejor distribucioacuten del desemulsificante

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

Esto se logra manteniendo la temperatura del crudo por arriba de su punto de

nube

6 Debilita la peliacutecula de emulsificante que rodea a las gotas de agua

Sin embargo el calentamiento presenta las siguientes desventajas

1 Provoca la migracioacuten de los compuestos maacutes volaacutetiles del crudo hacia la fase

gaseosa Esta peacuterdida de ligeros en el crudo provoca una disminucioacuten de volumen

del crudo calentado (encogimiento) y una disminucioacuten en su gravedad API

2 Incrementa los costos de combustible

3 Incrementa los riesgos en las instalaciones

4 Requieren mayor instrumentacioacuten y control

5 Causa depoacutesitos de coke

PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN Y DESLADO DEL PETROacuteLEO CRUDO EN

REFINERIacuteA MADERO (PEMEX)

PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN DE LA ESTACIOacuteN DE PRODUCCION

CUYABENO-TRATAMIENTO QUIMICO

31 UBICACIOacuteN Y CONDICIONES DE OPERACIOacuteN

El aacuterea Cuyabeno tiene una estacioacuten de produccioacuten donde se procesa todo el

crudo agua y gas que producen los 21 pozos activos6 de los cuales 13 pozos

producen por bombeo hidraacuteulico (Power Oil BH) y 8 por bombeo electro

sumergible (BES) Este campo maneja actualmente una produccioacuten promedio de

8597 BPD de petroacuteleo de 258 degAPI 24911 BPD de agua de formacioacuten y 2322

MPCGD de gas asociado7 En la figura 31 se muestra la ubicacioacuten geograacutefica del

campo Cuyabeno

DESCRIPCIOacuteN DEL PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN

Luego de la etapa de separacioacuten la mezcla crudo-agua incluyendo el fluido

separado en el equipo trifaacutesico que se vuelve a unir a la descarga de los

separadores bifaacutesicos e ingresa a la bota desgasificadora donde se extrae el

remanente de gas en el fluido el cual es transferido a la tea de baja y por otro la

emulsioacuten crudo-agua a una presioacuten estimada de entre 20-18 psig sigue hacia el

tanque de lavado que tiene una capacidad en volumen de 18130 Bbls (H= 36

pies Oslash= 60 pies) el cual opera con un colchoacuten de agua promedio de 9 pies En

este recipiente por gravedad e inyeccioacuten de quiacutemicos principalmente el

demulsificante separa el crudo del agua El proceso de deshidratacioacuten actual

indica que el agua excedente del colchoacuten operativo (9 pies promedio) es utilizada

una parte para calentarla con un calentador artesanal usando un miacutenimo de gas

liberado desde los separadores de produccioacuten y prueba que pasan por tres

recipientes denominados depuradores o Scrubber tipo vertical donde se libera al

gas del contenido del liacutequido remanente que puede existir el agua caliente se

mezclaraacute con la emulsioacuten crudo-agua a la entrada del tanque de lavado con el fin

de facilitar la deshidratacioacuten a traveacutes de un equipo denominado Mezclador Estaacutetico

y el resto seraacute enviada al sistema de agua de reinyeccioacuten en el Anexo 7 se

muestra el Diagrama de tuberiacutea e Instrumentacioacuten (PG-CCY-M-002)

El equipo de calentamiento instalado es artesanal y por lo

mismo ineficiente en cuanto al gradiente de temperaturas obtenido (5-10degF)8 con

la que se obtiene una temperatura de crudo 112degF resultante de la mezcla no

recomendable para deshidratacioacuten En la figura 33 se muestra calentador de la

estacioacuten de Cuyabeno

331 TIPO DE QUIacuteMICOS INYECTADOS

El Campo Cuyabeno presenta para la deshidratacioacuten de crudo dos puntos

principales para la inyeccioacuten del quiacutemico como son el muacuteltiple de produccioacuten y

prueba como tambieacuten el ingreso a la bota desgasificadora en la Tabla 33 se

detallan los quiacutemicos inyectados como Demulsificante Antiparafiacutenico Dispersante

Soacutelidos Antiespumante ademaacutes en la tabla mencionada se presenta cantidades

inyectadas y costos de cada uno de los quiacutemicos9 Los productos demulsificantes

son utilizados para separar las moleacuteculas de crudo y agua emulsionadas con un

tiempo de contacto en el tanque de lavado para la determinacioacuten de la cantidad

de quiacutemico inyectado es necesario conocer el sistema de recoleccioacuten de crudo a

objeto de caracterizar las corrientes y determinar mediante anaacutelisis de laboratorio

el porcentaje de emulsioacuten tipo de emulsioacuten porcentaje de Agua libre y Gravedad

API (Normas ASTM D4007-2 Determinacioacuten de agua y sedimentos en crudo por

centrifugacioacuten y ASTM D287-92-2000 Determinacioacuten de la Gravedad API en

crudos y derivados Meacutetodo del Hidroacutemetro)

La parafina es una cera soacutelida del petroacuteleo de alto peso molecular (nuacutemero de

aacutetomos de carbonos presentes en el crudo mayor de 18 aacutetomos de carbonos)

tienen una temperatura de ablandamiento desde 60deg F a 215deg F

aproximadamente Dependiendo donde se presente el problema de precipitacioacuten

de parafina se debe seleccionar el punto de inyeccioacuten para separarlo En la

estacioacuten Cuyabeno se inyecta productos quiacutemicos antiparafiacutenico en el muacuteltiple de

produccioacuten

Los productos antiespumantes son utilizados en los crudos tendientes a formar

espuma a objeto de disiparla generalmente se inyectan en el muacuteltiple de

produccioacuten a cierta distancia del producto quiacutemico demulsificante o en la liacutenea de

entrada de los separadores bifaacutesicos o trifaacutesicos Estos productos son utilizados

cuando hay presencia de soacutelidos en el crudo estos soacutelidos estabilizan las

emulsiones y forman altas interfaces en los tanques de lavado lo que es negativo

para la deshidratacioacuten de crudo Los soacutelidos estaacuten impregnados de crudo que se

mantienen en suspensioacuten en la interface crudo-agua la funcioacuten de los

dispersantes de soacutelidos es cambiar la humectabilidad del soacutelido para que este

emigre de la fase acuosa y se separe Es importante conocer mediante anaacutelisis de

laboratorio en contenido de soacutelidos presentes en el crudo asiacute como el origen de

ello dependeraacute la seleccioacuten del producto quiacutemico dispersante Para la inyeccioacuten de

quiacutemicos se utilizan bombas en cumplimiento de la norma API STD 675 ldquoPositive

Displacement Pumps Controlledrdquo y tanques de fibra de vidrio reforzado de acuerdo

a API 12P ldquoSpecification for Fiberglass Reinforced Plastic Tanksrdquo incluyendo

ademaacutes las conexiones de proceso servicio e instrumentacioacuten hasta las vaacutelvulas

de bloqueo yo instrumento final para conectar al sistema de distribucioacuten En la

Figura 34 se observa la disposicioacuten del sistema de inyeccioacuten de quiacutemicos

El tratamiento quiacutemico en general ofrece las siguientes ventajas

1 La formacioacuten de las emulsiones puede ser completamente prevenida

dosificando los desemulsificantes desde una etapa temprana del tratamiento

2 La emulsioacuten puede ser rota en friacuteo reduciendo los costos de calentamiento de

la emulsioacuten y la peacuterdida de gravedad asociada con el calentamiento

Las desventajas del tratamiento quiacutemico son

1 Una sobredosificacioacuten puede producir nuevas emulsiones que son a menudo

maacutes difiacuteciles de romper que las emulsiones originales

2 No siempre es econoacutemico romper las emulsiones soacutelo con el tratamiento

quiacutemico generalmente es necesario el uso de energiacutea adicional como

calentamiento o electricidad para reducir los costos del tratamiento quiacutemico

252 TRATAMIENTO GRAVITACIONAL

El meacutetodo por asentamiento gravitacional que consiste en la demulsificacioacuten del

agua en el crudo mediante tiempo de retencioacuten y diferencia de densidades se lleva

a cabo en dos diferentes equipos Eliminadores de agua libre (FWKO) y Tanque

de lavado (Wash Tank) Los eliminadores de agua libre (FWKO) sirven para

remover grandes cantidades de agua no emulsionada en la corriente de los fluidos

que llega a la estacioacuten desde los pozos productores y se asientan faacutecilmente en

menos de 5-20 minutos Estos recipientes se encuentran disentildeados bajo la norma

ASME SECCTION VIII

div 1 y en su parte interna estaacute constituido por bafles para direccionar los fluidos

y platos de coalescencia para deshidratar el gas natural El petroacuteleo separado del

agua libre al contener un porcentaje de agua emulsionada que variacutea entre 1 a 30

de BSW (corte de agua) lo cual implica tratarlo en otro sistema que es el tanque

de lavado (Wash Tank) estos tanques operan con la mitad de agua (colchoacuten de

agua) y la otra parte es petroacuteleo El crudo emulsionado entra en la parte inferior a

una altura de 3 pies de lo cual implica que el agua llegue con el crudo y entre en

contacto con el agua del tanque de lavado con lo que se lleva a cabo la

coalescencia del agua mediante el flujo que se ve forzada por bafles internos de la

cual permite incrementar el tempo de retencioacuten Los tanques de lavado se

encuentran disentildeados bajo la norma API 650 El tratamiento quiacutemico el tiempo de

retencioacuten del tanque de lavado y la diferencia de densidades del petroacuteleo y la

emulsioacuten permite que el petroacuteleo ascienda en la parte superior a formar parte de

la zona del petroacuteleo deshidratado este proceso de deshidratacioacuten en el tanque de

lavado se lleva a cabo en un tiempo de residencia que puede estar entre 3 y 36

horas

253 TRATAMIENTO ELECTROSTAacuteTICO

Cuando el crudo cuya gravedad se encuentran por debajo de los 12deg API ya no

resulta rentable utilizar los tanques de lavado para su deshidratacioacuten debido a su

velocidad de asentamiento para estos casos es necesariamente utilizar el meacutetodo

de deshidratacioacuten electrostaacutetica Este meacutetodo se basa principalmente por el efecto

que produce un campo eleacutectrico en la velocidad de asentamiento de las partiacuteculas

de agua contenidas en la emulsioacuten

2531 Principio electrostaacutetico de coalescencia

Este principio se basa en la estructura de la moleacutecula de agua Esta moleacutecula

responde a un campo eleacutectrico por su configuracioacuten Las gotas de agua que se

encuentran dispersas en el petroacuteleo formando la emulsioacuten estas gotas de agua

en su forma natural son esfeacutericas y se encuentran en el estado maacutes bajo de

energiacutea libre Por lo tanto la gota no es dipolar en su estado natural Sin embargo

al aplicarse un campo eleacutectrico se hace dipolar En este caso la gota pasa de una

forma esfeacuterica a una elipsoidal Las cargas positivas se encuentran en un extremo

del elipsoide y las cargas negativas en el otro extremo Cuando se produce la

elongacioacuten para que la gota alcance la forma elipsoidal se afecta la peliacutecula

superficial de la gota haciendo que las gotas adyacentes de diferente polaridad

eleacutectrica se atraigan y choquen formando asiacute la coalescencia dando origen a una

gota maacutes grande que cae con mayor rapidez

2532 Caracteriacutesticas de un coalescedor electrostaacutetico

Un deshidratador electrostaacutetico estaacute dividido en 3 secciones Figura 27 La

primera seccioacuten ocupa aproximadamente el 50 de su longitud y es llamada

ldquoSeccioacuten de calentamientordquo La segunda seccioacuten es llamada ldquoSeccioacuten central o

control de nivelrdquo y esta ocupa por alrededor del 10 de su longitud ubicada

adyacente a la seccioacuten de calentamiento La tercera seccioacuten ocupa el 40 de la

longitud del deshidratador y es denominada ldquoSeccioacuten de asentamientordquo del agua

suspendida para producir crudo limpio Las parrillas de electrodos de alto voltaje

estaacuten localizadas en la parte superior del recipiente arriba de la interface agua

aceite

La velocidad de asentamiento por gravedad es muy lenta tal como se expone en

la Ley de Stokes Por ejemplo una gota de agua de 20 micras de diaacutemetro en un

crudo de 33 degAPI a 100 degF y una viscosidad de 65 cp se asienta a una velocidad

de 007 fthr

La moleacutecula de agua es polar (figura 24) por lo tanto un campo eleacutectrico

incrementa la coalescencia de las gotas dispersas en el aceite por dos

mecanismos que actuacutean simultaacuteneamente (Lucas R N 1976)

1 Sometidas a un campo electrostaacutetico las gotas de agua adquieren una carga

eleacutectrica neta

2 La distribucioacuten al azar de las gotas de agua en el seno del aceite al pasar por el

campo electrostaacutetico se alinean con su carga positiva orientada al electrodo

cargado (negativo)

254 TRATAMIENTO TEacuteRMICO

El tratamiento teacutermico constituye un meacutetodo efectivo y econoacutemico para la

deshidratacioacuten del petroacuteleo y en la mayoriacutea de los casos se utiliza para ayudar en

otros procesos Antes de aplicar la transferencia de calor es necesario separar el

agua libre y el gas con el fin de reducir la energiacutea que se debe aplicar para

calentar el petroacuteleo ya que se requiere 350 BTU para calentar un barril de agua

en 1ordmF y solamente se requiere 150 BTU para calentar un barril de crudo El

calentamiento ayuda al rompimiento de las emulsiones debido a que tiene los

siguientes efectos sobre ella

bull Dilata la peliacutecula superficial que rodea a las gotas de agua debilitaacutendola y

facilitaacutendola la coalescencia entre ellas

bull Origina y aumenta el movimiento de las moleacuteculas de agua produciendo

colisiones cada vez maacutes violentas que ayudan tambieacuten al rompimiento de la

peliacutecula superficial que rodea a la moleacutecula de agua

bull Aumenta la diferencia de densidades entre agua y petroacuteleo facilitando tambieacuten

el asentamiento de las gotas de agua

bull Reduce la tensioacuten superficial del agua facilitando la unioacuten de las gotas ya que

tienden a tomar una superficie coacutencava y a ofrecer mayor superficie de contacto

con el petroacuteleo

bull Reduce la viscosidad del petroacuteleo

La aplicacioacuten de calor para romper la emulsioacuten se puede hacer por medio de

intercambiadores de calor calentadores directos o indirectos y tratadores

teacutermicos

2541 Intercambiadores de Calor

Los intercambiadores de calor son dispositivos en los cuales cumplen una funcioacuten

especiacutefica tal como indica su nombre intercambiar calor entre dos fluidos que no

se mezclan En los procesos petroleros el disentildeo exclusivo de los

intercambiadores de calor es el de tubos y coraza debido a su amplio rango de

servicio y su alta resistencia a diversas condiciones de operacioacuten Normalmente la

transferencia de calor se produce por contacto directo del crudo emulsionado y del

fluido que proporcionaraacute calor usualmente el crudo pasa por los tubos y el fluido

de trabajo por la coraza esto ayuda a que exista un contacto total con turbulencia

del fluido de trabajo para quo no exista puntos muertos y que la transferencia de

calor sea maacutes eficiente Los intercambiadores de calor ademaacutes de ser eficientes

teacutermicamente su mantenimiento es faacutecil ya que uacutenicamente se lo realiza maacutes a

menudo al haz de tubos y los costos asociados a este son bajos

2542 Calentadores Directos

Este tipo de calentadores lleva a cabo la transferencia de calor por contacto

directo entre el crudo emulsionado y la superficie del calentador esto permite

manejar grandes voluacutemenes de fluido con un menor consumo de combustible Son

raacutepidos eficientes y de costo relativamente bajo La desventaja es que son

peligrosos a explosioacuten requieren de supervisioacuten constante y desperdician

productos livianos Su principal uso estaacute en calentar emulsiones no corrosivas que

esteacuten en baja presioacuten

2543 Calentadores Indirectos

Este tipo de calentadores la emulsioacuten fluye traveacutes de tubos sumergido en agua

donde la transferencia de calor se produce indirectamente por medio del agua que

estaacute alrededor del quemador y recibe de este el calor

Los calentadores indirectos presentan una ventaja de mantener la temperatura

constante y no presenta peligro de explosioacuten Como desventaja se puede notar

que requiere de varias horas para calentar despueacutes de un periacuteodo inactivo

Haciendo imposible tratar una emulsioacuten inmediatamente Sus capacidades son

aproximadamente de 2000 barriles de emulsioacuten por diacutea para un aumento de

temperatura de 100 ordmF

2544 Tratadores Teacutermicos

Los tratadores teacutermicos son equipos que combinan el proceso de calentamiento

con un sistema de coalescencia que ademaacutes de calentar el fluido se le da un

tiempo de retencioacuten para que se realice la separacioacuten de crudo y agua

emulsionada Son equipos que permiten desgasificar y drenar agua decantada La

norma API 5L recomienda el uso de estos equipos cuando el porcentaje de agua

emulsionada es menor o igual al 20 ademaacutes para una mejor eficiencia del

proceso de deshidratacioacuten es necesario determinar la temperatura a la cual el

crudo alcanza como miacutenimo una viscosidad de 150 SSU (25 ndash 30 Cp)

Tratamiento Mecaacutenico

Existen en la industria petrolera diversos procesos mecaacutenicos y fiacutesicos para

reducir el nivel de agua y sedimentos (AyS) del crudo producido a los liacutemites

establecidos entre operadoras y compradoras Antiguamente se contaban con

medios pocos desarrollados para realizar las labores de deshidratacioacuten de crudo

pero simultaacuteneamente con el desarrollo de la industria y con la consiguiente

necesidad de tratar el petroacuteleo producido se fueron desarrollando nuevas teacutecnicas

tendientes a lograr procesos de tratamiento con resultados tan satisfactorio como

fuera posible

Los principios en las cuales se basan para realizar la separacioacuten fiacutesica de vapor

liacutequidos o soacutelidos son el momentum oacute cantidad de movimiento la fuerza de

gravedad y la coalescencia como ya hemos mencionado Toda separacioacuten puede

emplear uno o maacutes de estos principios pero siempre las fases de los fluidos

deben ser inmiscibles y de diferentes densidades para que ocurra la separacioacuten

Dentro de esta gama de separadores mecaacutenicos se pueden mencionar por ser

los maacutes usados dentro de la industria petrolera los siguientes

A Separadores API

B Calentadores

C Despojadores de agua libre DAL

D Centrifugadores

E Platos Paralelos y Corrugados

En adelante se presentaraacuten algunos de los dispositivos de separacioacuten mecaacutenica

que se acaban de mencionar como lo son los separadores API y calentadores

dejando para capiacutetulos continuos la base teoacuterica de los otros restantes son los de

mayor intereacutes en esta investigacioacuten

A-Separadores API (Maston 1990)

Los separadores API son usados ampliamente en las refineriacuteas y son aceptados

generalmente como la norma en lo que a dispositivos de separacioacuten de

crudoagua se refiere Muchos autores dan recomendaciones de criterios de

disentildeo para estas unidades las cuales estaacuten compuestas de uno o maacutes canales

de flujo con una seccioacuten rectangular tanto horizontal como vertical Estos

recomiendan un ancho de canal de 6 a 20 ft (18 a 61 m) y una profundidad de 3 a

8 ft (091 a 244 m) Tambieacuten la relacioacuten anchoprofundidad esta restringida a

valores de 03 a 05 Modelos experimentales de separadores han mostrado bajas

eficiencias para relaciones anchoprofundidad por debajo de 02 El agua drenada

de los tanques fluye longitudinalmente a traveacutes de este canal mientras que las

gotas de crudo suben a la superficie para ser removidas

El criterio de disentildeo de los API (apeacutendice J) fue concebido para confirmar la

inherente suposicioacuten en este tipo de separadores crudoagua de que el mismo

criterio podriacutea ser aplicado a los DAL horizontales Este criterio incorpora un

disentildeo con diaacutemetro de gota de 0015 cm y asume que la velocidad de asenso

obedece a la ley de Stokes Las especificaciones de los separadores permiten que

las gotas de crudo lleguen a la superficie donde seraacuten removidas al final del

recorrido longitudinal El flujo es un factor intriacutenseco dentro de este criterio de

disentildeo el cual es un factor de compensacioacuten para cortocircuitos y turbulencia

necesaria

B-Calentadores

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

forma en que se aplica el calor

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

directo de la corriente alimentada con el calentador Aunque este tipo presenta

problemas de sedimentos y de corrosioacuten pueden manejar mayores voluacutemenes de

fluidos con menor gasto de combustible que los calentadores indirectos

Estos calentadores directos operan eficientemente en procesos operando en baja

presioacuten y donde los fluidos manejados no son muy corrosivos

El esquema tiacutepico de calentadores-tratadores directos tipo vertical y horizontal

se muestra en las figuras 27 y 28 respectivamente

El disentildeo normal de un tratador-calentador tipo vertical cumple las siguientes

funciones

1 Desgasificado de la emulsioacuten de entrada

2 Remocioacuten de arenas sedimentos y agua libre previo al calentamiento

3 Lavado con agua y calentamiento de la emulsioacuten

4 Coalescencia y asentamiento de las gotas de agua Coalescencia mecaacutenica

puede ser usada en eacutesta seccioacuten

El aceite deshidratado caliente puede ser usado para precalentar la emulsioacuten de

entrada usando un intercambiador de calor

Los calentadores-tratadores no son recomendables para remover grandes

cantidades de agua libre y eacutesta limitante llega a ser maacutes aguda en yacimientos

viejos con gran produccioacuten de agua congeacutenita En estos casos la instalacioacuten previa

de un DAL es una solucioacuten ideal

Las mismas funciones baacutesicas son previstas en un calentador directo tipo

horizontal como se muestra en la figura 29 La alimentacioacuten es parcialmente

desgasificada luego dirigida hacia la parte de abajo para la precipitacioacuten del agua

libre y la arena Despueacutes la alimentacioacuten es calentada y sufre una uacuteltima

desgasificacioacuten Posteriormente a traveacutes de un distribuidor pasa a un colector de

agua para finalmente pasar a la seccioacuten de coalescencia

Las partiacuteculas soacutelidas tales como arena escama productos de corrosioacuten se

depositaraacuten 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 alimentacioacuten

2 Bloquear la transferencia de calor y causar quemado del equipo de

calentamiento

3 Interferir los controles de nivel aacutenodos vaacutelvulas medidores y bombas

Asimismo pueden incrementar el crecimiento bacteriano y la velocidad de

corrosioacuten

Para prevenir la deposicioacuten de estos sedimentos se pueden instalar

hidrojets que operando a 30 psi por arriba de la presioacuten de operacioacuten del

calentador pueden remover los sedimentos para su drenado por la parte inferior

del recipiente

En los calentadores de tipo indirecto primero se calienta un fluido

Posteriormente a traveacutes de un intercambiador de calor el fluido de calentamiento

transfiere calor a la corriente de alimentacioacuten

En este tipo de calentadores disminuye el riesgo de explosioacuten y son utilizados en

instalaciones donde es posible recuperar calor tales como el gas caliente de

salida de las turbinas

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

ventajas

1 Reduce la viscosidad de la fase continua un incremento en la temperatura de

10degF baja la viscosidad de la emulsioacuten por un factor de 2

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

coalescencia

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

4 Promueve una mejor distribucioacuten del desemulsificante

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

Esto se logra manteniendo la temperatura del crudo por arriba de su punto de

nube

6 Debilita la peliacutecula de emulsificante que rodea a las gotas de agua

Sin embargo el calentamiento presenta las siguientes desventajas

1 Provoca la migracioacuten de los compuestos maacutes volaacutetiles del crudo hacia la fase

gaseosa Esta peacuterdida de ligeros en el crudo provoca una disminucioacuten de volumen

del crudo calentado (encogimiento) y una disminucioacuten en su gravedad API

2 Incrementa los costos de combustible

3 Incrementa los riesgos en las instalaciones

4 Requieren mayor instrumentacioacuten y control

5 Causa depoacutesitos de coke

PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN Y DESLADO DEL PETROacuteLEO CRUDO EN

REFINERIacuteA MADERO (PEMEX)

PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN DE LA ESTACIOacuteN DE PRODUCCION

CUYABENO-TRATAMIENTO QUIMICO

31 UBICACIOacuteN Y CONDICIONES DE OPERACIOacuteN

El aacuterea Cuyabeno tiene una estacioacuten de produccioacuten donde se procesa todo el

crudo agua y gas que producen los 21 pozos activos6 de los cuales 13 pozos

producen por bombeo hidraacuteulico (Power Oil BH) y 8 por bombeo electro

sumergible (BES) Este campo maneja actualmente una produccioacuten promedio de

8597 BPD de petroacuteleo de 258 degAPI 24911 BPD de agua de formacioacuten y 2322

MPCGD de gas asociado7 En la figura 31 se muestra la ubicacioacuten geograacutefica del

campo Cuyabeno

DESCRIPCIOacuteN DEL PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN

Luego de la etapa de separacioacuten la mezcla crudo-agua incluyendo el fluido

separado en el equipo trifaacutesico que se vuelve a unir a la descarga de los

separadores bifaacutesicos e ingresa a la bota desgasificadora donde se extrae el

remanente de gas en el fluido el cual es transferido a la tea de baja y por otro la

emulsioacuten crudo-agua a una presioacuten estimada de entre 20-18 psig sigue hacia el

tanque de lavado que tiene una capacidad en volumen de 18130 Bbls (H= 36

pies Oslash= 60 pies) el cual opera con un colchoacuten de agua promedio de 9 pies En

este recipiente por gravedad e inyeccioacuten de quiacutemicos principalmente el

demulsificante separa el crudo del agua El proceso de deshidratacioacuten actual

indica que el agua excedente del colchoacuten operativo (9 pies promedio) es utilizada

una parte para calentarla con un calentador artesanal usando un miacutenimo de gas

liberado desde los separadores de produccioacuten y prueba que pasan por tres

recipientes denominados depuradores o Scrubber tipo vertical donde se libera al

gas del contenido del liacutequido remanente que puede existir el agua caliente se

mezclaraacute con la emulsioacuten crudo-agua a la entrada del tanque de lavado con el fin

de facilitar la deshidratacioacuten a traveacutes de un equipo denominado Mezclador Estaacutetico

y el resto seraacute enviada al sistema de agua de reinyeccioacuten en el Anexo 7 se

muestra el Diagrama de tuberiacutea e Instrumentacioacuten (PG-CCY-M-002)

El equipo de calentamiento instalado es artesanal y por lo

mismo ineficiente en cuanto al gradiente de temperaturas obtenido (5-10degF)8 con

la que se obtiene una temperatura de crudo 112degF resultante de la mezcla no

recomendable para deshidratacioacuten En la figura 33 se muestra calentador de la

estacioacuten de Cuyabeno

331 TIPO DE QUIacuteMICOS INYECTADOS

El Campo Cuyabeno presenta para la deshidratacioacuten de crudo dos puntos

principales para la inyeccioacuten del quiacutemico como son el muacuteltiple de produccioacuten y

prueba como tambieacuten el ingreso a la bota desgasificadora en la Tabla 33 se

detallan los quiacutemicos inyectados como Demulsificante Antiparafiacutenico Dispersante

Soacutelidos Antiespumante ademaacutes en la tabla mencionada se presenta cantidades

inyectadas y costos de cada uno de los quiacutemicos9 Los productos demulsificantes

son utilizados para separar las moleacuteculas de crudo y agua emulsionadas con un

tiempo de contacto en el tanque de lavado para la determinacioacuten de la cantidad

de quiacutemico inyectado es necesario conocer el sistema de recoleccioacuten de crudo a

objeto de caracterizar las corrientes y determinar mediante anaacutelisis de laboratorio

el porcentaje de emulsioacuten tipo de emulsioacuten porcentaje de Agua libre y Gravedad

API (Normas ASTM D4007-2 Determinacioacuten de agua y sedimentos en crudo por

centrifugacioacuten y ASTM D287-92-2000 Determinacioacuten de la Gravedad API en

crudos y derivados Meacutetodo del Hidroacutemetro)

La parafina es una cera soacutelida del petroacuteleo de alto peso molecular (nuacutemero de

aacutetomos de carbonos presentes en el crudo mayor de 18 aacutetomos de carbonos)

tienen una temperatura de ablandamiento desde 60deg F a 215deg F

aproximadamente Dependiendo donde se presente el problema de precipitacioacuten

de parafina se debe seleccionar el punto de inyeccioacuten para separarlo En la

estacioacuten Cuyabeno se inyecta productos quiacutemicos antiparafiacutenico en el muacuteltiple de

produccioacuten

Los productos antiespumantes son utilizados en los crudos tendientes a formar

espuma a objeto de disiparla generalmente se inyectan en el muacuteltiple de

produccioacuten a cierta distancia del producto quiacutemico demulsificante o en la liacutenea de

entrada de los separadores bifaacutesicos o trifaacutesicos Estos productos son utilizados

cuando hay presencia de soacutelidos en el crudo estos soacutelidos estabilizan las

emulsiones y forman altas interfaces en los tanques de lavado lo que es negativo

para la deshidratacioacuten de crudo Los soacutelidos estaacuten impregnados de crudo que se

mantienen en suspensioacuten en la interface crudo-agua la funcioacuten de los

dispersantes de soacutelidos es cambiar la humectabilidad del soacutelido para que este

emigre de la fase acuosa y se separe Es importante conocer mediante anaacutelisis de

laboratorio en contenido de soacutelidos presentes en el crudo asiacute como el origen de

ello dependeraacute la seleccioacuten del producto quiacutemico dispersante Para la inyeccioacuten de

quiacutemicos se utilizan bombas en cumplimiento de la norma API STD 675 ldquoPositive

Displacement Pumps Controlledrdquo y tanques de fibra de vidrio reforzado de acuerdo

a API 12P ldquoSpecification for Fiberglass Reinforced Plastic Tanksrdquo incluyendo

ademaacutes las conexiones de proceso servicio e instrumentacioacuten hasta las vaacutelvulas

de bloqueo yo instrumento final para conectar al sistema de distribucioacuten En la

Figura 34 se observa la disposicioacuten del sistema de inyeccioacuten de quiacutemicos

agua) y la otra parte es petroacuteleo El crudo emulsionado entra en la parte inferior a

una altura de 3 pies de lo cual implica que el agua llegue con el crudo y entre en

contacto con el agua del tanque de lavado con lo que se lleva a cabo la

coalescencia del agua mediante el flujo que se ve forzada por bafles internos de la

cual permite incrementar el tempo de retencioacuten Los tanques de lavado se

encuentran disentildeados bajo la norma API 650 El tratamiento quiacutemico el tiempo de

retencioacuten del tanque de lavado y la diferencia de densidades del petroacuteleo y la

emulsioacuten permite que el petroacuteleo ascienda en la parte superior a formar parte de

la zona del petroacuteleo deshidratado este proceso de deshidratacioacuten en el tanque de

lavado se lleva a cabo en un tiempo de residencia que puede estar entre 3 y 36

horas

253 TRATAMIENTO ELECTROSTAacuteTICO

Cuando el crudo cuya gravedad se encuentran por debajo de los 12deg API ya no

resulta rentable utilizar los tanques de lavado para su deshidratacioacuten debido a su

velocidad de asentamiento para estos casos es necesariamente utilizar el meacutetodo

de deshidratacioacuten electrostaacutetica Este meacutetodo se basa principalmente por el efecto

que produce un campo eleacutectrico en la velocidad de asentamiento de las partiacuteculas

de agua contenidas en la emulsioacuten

2531 Principio electrostaacutetico de coalescencia

Este principio se basa en la estructura de la moleacutecula de agua Esta moleacutecula

responde a un campo eleacutectrico por su configuracioacuten Las gotas de agua que se

encuentran dispersas en el petroacuteleo formando la emulsioacuten estas gotas de agua

en su forma natural son esfeacutericas y se encuentran en el estado maacutes bajo de

energiacutea libre Por lo tanto la gota no es dipolar en su estado natural Sin embargo

al aplicarse un campo eleacutectrico se hace dipolar En este caso la gota pasa de una

forma esfeacuterica a una elipsoidal Las cargas positivas se encuentran en un extremo

del elipsoide y las cargas negativas en el otro extremo Cuando se produce la

elongacioacuten para que la gota alcance la forma elipsoidal se afecta la peliacutecula

superficial de la gota haciendo que las gotas adyacentes de diferente polaridad

eleacutectrica se atraigan y choquen formando asiacute la coalescencia dando origen a una

gota maacutes grande que cae con mayor rapidez

2532 Caracteriacutesticas de un coalescedor electrostaacutetico

Un deshidratador electrostaacutetico estaacute dividido en 3 secciones Figura 27 La

primera seccioacuten ocupa aproximadamente el 50 de su longitud y es llamada

ldquoSeccioacuten de calentamientordquo La segunda seccioacuten es llamada ldquoSeccioacuten central o

control de nivelrdquo y esta ocupa por alrededor del 10 de su longitud ubicada

adyacente a la seccioacuten de calentamiento La tercera seccioacuten ocupa el 40 de la

longitud del deshidratador y es denominada ldquoSeccioacuten de asentamientordquo del agua

suspendida para producir crudo limpio Las parrillas de electrodos de alto voltaje

estaacuten localizadas en la parte superior del recipiente arriba de la interface agua

aceite

La velocidad de asentamiento por gravedad es muy lenta tal como se expone en

la Ley de Stokes Por ejemplo una gota de agua de 20 micras de diaacutemetro en un

crudo de 33 degAPI a 100 degF y una viscosidad de 65 cp se asienta a una velocidad

de 007 fthr

La moleacutecula de agua es polar (figura 24) por lo tanto un campo eleacutectrico

incrementa la coalescencia de las gotas dispersas en el aceite por dos

mecanismos que actuacutean simultaacuteneamente (Lucas R N 1976)

1 Sometidas a un campo electrostaacutetico las gotas de agua adquieren una carga

eleacutectrica neta

2 La distribucioacuten al azar de las gotas de agua en el seno del aceite al pasar por el

campo electrostaacutetico se alinean con su carga positiva orientada al electrodo

cargado (negativo)

254 TRATAMIENTO TEacuteRMICO

El tratamiento teacutermico constituye un meacutetodo efectivo y econoacutemico para la

deshidratacioacuten del petroacuteleo y en la mayoriacutea de los casos se utiliza para ayudar en

otros procesos Antes de aplicar la transferencia de calor es necesario separar el

agua libre y el gas con el fin de reducir la energiacutea que se debe aplicar para

calentar el petroacuteleo ya que se requiere 350 BTU para calentar un barril de agua

en 1ordmF y solamente se requiere 150 BTU para calentar un barril de crudo El

calentamiento ayuda al rompimiento de las emulsiones debido a que tiene los

siguientes efectos sobre ella

bull Dilata la peliacutecula superficial que rodea a las gotas de agua debilitaacutendola y

facilitaacutendola la coalescencia entre ellas

bull Origina y aumenta el movimiento de las moleacuteculas de agua produciendo

colisiones cada vez maacutes violentas que ayudan tambieacuten al rompimiento de la

peliacutecula superficial que rodea a la moleacutecula de agua

bull Aumenta la diferencia de densidades entre agua y petroacuteleo facilitando tambieacuten

el asentamiento de las gotas de agua

bull Reduce la tensioacuten superficial del agua facilitando la unioacuten de las gotas ya que

tienden a tomar una superficie coacutencava y a ofrecer mayor superficie de contacto

con el petroacuteleo

bull Reduce la viscosidad del petroacuteleo

La aplicacioacuten de calor para romper la emulsioacuten se puede hacer por medio de

intercambiadores de calor calentadores directos o indirectos y tratadores

teacutermicos

2541 Intercambiadores de Calor

Los intercambiadores de calor son dispositivos en los cuales cumplen una funcioacuten

especiacutefica tal como indica su nombre intercambiar calor entre dos fluidos que no

se mezclan En los procesos petroleros el disentildeo exclusivo de los

intercambiadores de calor es el de tubos y coraza debido a su amplio rango de

servicio y su alta resistencia a diversas condiciones de operacioacuten Normalmente la

transferencia de calor se produce por contacto directo del crudo emulsionado y del

fluido que proporcionaraacute calor usualmente el crudo pasa por los tubos y el fluido

de trabajo por la coraza esto ayuda a que exista un contacto total con turbulencia

del fluido de trabajo para quo no exista puntos muertos y que la transferencia de

calor sea maacutes eficiente Los intercambiadores de calor ademaacutes de ser eficientes

teacutermicamente su mantenimiento es faacutecil ya que uacutenicamente se lo realiza maacutes a

menudo al haz de tubos y los costos asociados a este son bajos

2542 Calentadores Directos

Este tipo de calentadores lleva a cabo la transferencia de calor por contacto

directo entre el crudo emulsionado y la superficie del calentador esto permite

manejar grandes voluacutemenes de fluido con un menor consumo de combustible Son

raacutepidos eficientes y de costo relativamente bajo La desventaja es que son

peligrosos a explosioacuten requieren de supervisioacuten constante y desperdician

productos livianos Su principal uso estaacute en calentar emulsiones no corrosivas que

esteacuten en baja presioacuten

2543 Calentadores Indirectos

Este tipo de calentadores la emulsioacuten fluye traveacutes de tubos sumergido en agua

donde la transferencia de calor se produce indirectamente por medio del agua que

estaacute alrededor del quemador y recibe de este el calor

Los calentadores indirectos presentan una ventaja de mantener la temperatura

constante y no presenta peligro de explosioacuten Como desventaja se puede notar

que requiere de varias horas para calentar despueacutes de un periacuteodo inactivo

Haciendo imposible tratar una emulsioacuten inmediatamente Sus capacidades son

aproximadamente de 2000 barriles de emulsioacuten por diacutea para un aumento de

temperatura de 100 ordmF

2544 Tratadores Teacutermicos

Los tratadores teacutermicos son equipos que combinan el proceso de calentamiento

con un sistema de coalescencia que ademaacutes de calentar el fluido se le da un

tiempo de retencioacuten para que se realice la separacioacuten de crudo y agua

emulsionada Son equipos que permiten desgasificar y drenar agua decantada La

norma API 5L recomienda el uso de estos equipos cuando el porcentaje de agua

emulsionada es menor o igual al 20 ademaacutes para una mejor eficiencia del

proceso de deshidratacioacuten es necesario determinar la temperatura a la cual el

crudo alcanza como miacutenimo una viscosidad de 150 SSU (25 ndash 30 Cp)

Tratamiento Mecaacutenico

Existen en la industria petrolera diversos procesos mecaacutenicos y fiacutesicos para

reducir el nivel de agua y sedimentos (AyS) del crudo producido a los liacutemites

establecidos entre operadoras y compradoras Antiguamente se contaban con

medios pocos desarrollados para realizar las labores de deshidratacioacuten de crudo

pero simultaacuteneamente con el desarrollo de la industria y con la consiguiente

necesidad de tratar el petroacuteleo producido se fueron desarrollando nuevas teacutecnicas

tendientes a lograr procesos de tratamiento con resultados tan satisfactorio como

fuera posible

Los principios en las cuales se basan para realizar la separacioacuten fiacutesica de vapor

liacutequidos o soacutelidos son el momentum oacute cantidad de movimiento la fuerza de

gravedad y la coalescencia como ya hemos mencionado Toda separacioacuten puede

emplear uno o maacutes de estos principios pero siempre las fases de los fluidos

deben ser inmiscibles y de diferentes densidades para que ocurra la separacioacuten

Dentro de esta gama de separadores mecaacutenicos se pueden mencionar por ser

los maacutes usados dentro de la industria petrolera los siguientes

A Separadores API

B Calentadores

C Despojadores de agua libre DAL

D Centrifugadores

E Platos Paralelos y Corrugados

En adelante se presentaraacuten algunos de los dispositivos de separacioacuten mecaacutenica

que se acaban de mencionar como lo son los separadores API y calentadores

dejando para capiacutetulos continuos la base teoacuterica de los otros restantes son los de

mayor intereacutes en esta investigacioacuten

A-Separadores API (Maston 1990)

Los separadores API son usados ampliamente en las refineriacuteas y son aceptados

generalmente como la norma en lo que a dispositivos de separacioacuten de

crudoagua se refiere Muchos autores dan recomendaciones de criterios de

disentildeo para estas unidades las cuales estaacuten compuestas de uno o maacutes canales

de flujo con una seccioacuten rectangular tanto horizontal como vertical Estos

recomiendan un ancho de canal de 6 a 20 ft (18 a 61 m) y una profundidad de 3 a

8 ft (091 a 244 m) Tambieacuten la relacioacuten anchoprofundidad esta restringida a

valores de 03 a 05 Modelos experimentales de separadores han mostrado bajas

eficiencias para relaciones anchoprofundidad por debajo de 02 El agua drenada

de los tanques fluye longitudinalmente a traveacutes de este canal mientras que las

gotas de crudo suben a la superficie para ser removidas

El criterio de disentildeo de los API (apeacutendice J) fue concebido para confirmar la

inherente suposicioacuten en este tipo de separadores crudoagua de que el mismo

criterio podriacutea ser aplicado a los DAL horizontales Este criterio incorpora un

disentildeo con diaacutemetro de gota de 0015 cm y asume que la velocidad de asenso

obedece a la ley de Stokes Las especificaciones de los separadores permiten que

las gotas de crudo lleguen a la superficie donde seraacuten removidas al final del

recorrido longitudinal El flujo es un factor intriacutenseco dentro de este criterio de

disentildeo el cual es un factor de compensacioacuten para cortocircuitos y turbulencia

necesaria

B-Calentadores

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

forma en que se aplica el calor

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

directo de la corriente alimentada con el calentador Aunque este tipo presenta

problemas de sedimentos y de corrosioacuten pueden manejar mayores voluacutemenes de

fluidos con menor gasto de combustible que los calentadores indirectos

Estos calentadores directos operan eficientemente en procesos operando en baja

presioacuten y donde los fluidos manejados no son muy corrosivos

El esquema tiacutepico de calentadores-tratadores directos tipo vertical y horizontal

se muestra en las figuras 27 y 28 respectivamente

El disentildeo normal de un tratador-calentador tipo vertical cumple las siguientes

funciones

1 Desgasificado de la emulsioacuten de entrada

2 Remocioacuten de arenas sedimentos y agua libre previo al calentamiento

3 Lavado con agua y calentamiento de la emulsioacuten

4 Coalescencia y asentamiento de las gotas de agua Coalescencia mecaacutenica

puede ser usada en eacutesta seccioacuten

El aceite deshidratado caliente puede ser usado para precalentar la emulsioacuten de

entrada usando un intercambiador de calor

Los calentadores-tratadores no son recomendables para remover grandes

cantidades de agua libre y eacutesta limitante llega a ser maacutes aguda en yacimientos

viejos con gran produccioacuten de agua congeacutenita En estos casos la instalacioacuten previa

de un DAL es una solucioacuten ideal

Las mismas funciones baacutesicas son previstas en un calentador directo tipo

horizontal como se muestra en la figura 29 La alimentacioacuten es parcialmente

desgasificada luego dirigida hacia la parte de abajo para la precipitacioacuten del agua

libre y la arena Despueacutes la alimentacioacuten es calentada y sufre una uacuteltima

desgasificacioacuten Posteriormente a traveacutes de un distribuidor pasa a un colector de

agua para finalmente pasar a la seccioacuten de coalescencia

Las partiacuteculas soacutelidas tales como arena escama productos de corrosioacuten se

depositaraacuten 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 alimentacioacuten

2 Bloquear la transferencia de calor y causar quemado del equipo de

calentamiento

3 Interferir los controles de nivel aacutenodos vaacutelvulas medidores y bombas

Asimismo pueden incrementar el crecimiento bacteriano y la velocidad de

corrosioacuten

Para prevenir la deposicioacuten de estos sedimentos se pueden instalar

hidrojets que operando a 30 psi por arriba de la presioacuten de operacioacuten del

calentador pueden remover los sedimentos para su drenado por la parte inferior

del recipiente

En los calentadores de tipo indirecto primero se calienta un fluido

Posteriormente a traveacutes de un intercambiador de calor el fluido de calentamiento

transfiere calor a la corriente de alimentacioacuten

En este tipo de calentadores disminuye el riesgo de explosioacuten y son utilizados en

instalaciones donde es posible recuperar calor tales como el gas caliente de

salida de las turbinas

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

ventajas

1 Reduce la viscosidad de la fase continua un incremento en la temperatura de

10degF baja la viscosidad de la emulsioacuten por un factor de 2

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

coalescencia

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

4 Promueve una mejor distribucioacuten del desemulsificante

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

Esto se logra manteniendo la temperatura del crudo por arriba de su punto de

nube

6 Debilita la peliacutecula de emulsificante que rodea a las gotas de agua

Sin embargo el calentamiento presenta las siguientes desventajas

1 Provoca la migracioacuten de los compuestos maacutes volaacutetiles del crudo hacia la fase

gaseosa Esta peacuterdida de ligeros en el crudo provoca una disminucioacuten de volumen

del crudo calentado (encogimiento) y una disminucioacuten en su gravedad API

2 Incrementa los costos de combustible

3 Incrementa los riesgos en las instalaciones

4 Requieren mayor instrumentacioacuten y control

5 Causa depoacutesitos de coke

PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN Y DESLADO DEL PETROacuteLEO CRUDO EN

REFINERIacuteA MADERO (PEMEX)

PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN DE LA ESTACIOacuteN DE PRODUCCION

CUYABENO-TRATAMIENTO QUIMICO

31 UBICACIOacuteN Y CONDICIONES DE OPERACIOacuteN

El aacuterea Cuyabeno tiene una estacioacuten de produccioacuten donde se procesa todo el

crudo agua y gas que producen los 21 pozos activos6 de los cuales 13 pozos

producen por bombeo hidraacuteulico (Power Oil BH) y 8 por bombeo electro

sumergible (BES) Este campo maneja actualmente una produccioacuten promedio de

8597 BPD de petroacuteleo de 258 degAPI 24911 BPD de agua de formacioacuten y 2322

MPCGD de gas asociado7 En la figura 31 se muestra la ubicacioacuten geograacutefica del

campo Cuyabeno

DESCRIPCIOacuteN DEL PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN

Luego de la etapa de separacioacuten la mezcla crudo-agua incluyendo el fluido

separado en el equipo trifaacutesico que se vuelve a unir a la descarga de los

separadores bifaacutesicos e ingresa a la bota desgasificadora donde se extrae el

remanente de gas en el fluido el cual es transferido a la tea de baja y por otro la

emulsioacuten crudo-agua a una presioacuten estimada de entre 20-18 psig sigue hacia el

tanque de lavado que tiene una capacidad en volumen de 18130 Bbls (H= 36

pies Oslash= 60 pies) el cual opera con un colchoacuten de agua promedio de 9 pies En

este recipiente por gravedad e inyeccioacuten de quiacutemicos principalmente el

demulsificante separa el crudo del agua El proceso de deshidratacioacuten actual

indica que el agua excedente del colchoacuten operativo (9 pies promedio) es utilizada

una parte para calentarla con un calentador artesanal usando un miacutenimo de gas

liberado desde los separadores de produccioacuten y prueba que pasan por tres

recipientes denominados depuradores o Scrubber tipo vertical donde se libera al

gas del contenido del liacutequido remanente que puede existir el agua caliente se

mezclaraacute con la emulsioacuten crudo-agua a la entrada del tanque de lavado con el fin

de facilitar la deshidratacioacuten a traveacutes de un equipo denominado Mezclador Estaacutetico

y el resto seraacute enviada al sistema de agua de reinyeccioacuten en el Anexo 7 se

muestra el Diagrama de tuberiacutea e Instrumentacioacuten (PG-CCY-M-002)

El equipo de calentamiento instalado es artesanal y por lo

mismo ineficiente en cuanto al gradiente de temperaturas obtenido (5-10degF)8 con

la que se obtiene una temperatura de crudo 112degF resultante de la mezcla no

recomendable para deshidratacioacuten En la figura 33 se muestra calentador de la

estacioacuten de Cuyabeno

331 TIPO DE QUIacuteMICOS INYECTADOS

El Campo Cuyabeno presenta para la deshidratacioacuten de crudo dos puntos

principales para la inyeccioacuten del quiacutemico como son el muacuteltiple de produccioacuten y

prueba como tambieacuten el ingreso a la bota desgasificadora en la Tabla 33 se

detallan los quiacutemicos inyectados como Demulsificante Antiparafiacutenico Dispersante

Soacutelidos Antiespumante ademaacutes en la tabla mencionada se presenta cantidades

inyectadas y costos de cada uno de los quiacutemicos9 Los productos demulsificantes

son utilizados para separar las moleacuteculas de crudo y agua emulsionadas con un

tiempo de contacto en el tanque de lavado para la determinacioacuten de la cantidad

de quiacutemico inyectado es necesario conocer el sistema de recoleccioacuten de crudo a

objeto de caracterizar las corrientes y determinar mediante anaacutelisis de laboratorio

el porcentaje de emulsioacuten tipo de emulsioacuten porcentaje de Agua libre y Gravedad

API (Normas ASTM D4007-2 Determinacioacuten de agua y sedimentos en crudo por

centrifugacioacuten y ASTM D287-92-2000 Determinacioacuten de la Gravedad API en

crudos y derivados Meacutetodo del Hidroacutemetro)

La parafina es una cera soacutelida del petroacuteleo de alto peso molecular (nuacutemero de

aacutetomos de carbonos presentes en el crudo mayor de 18 aacutetomos de carbonos)

tienen una temperatura de ablandamiento desde 60deg F a 215deg F

aproximadamente Dependiendo donde se presente el problema de precipitacioacuten

de parafina se debe seleccionar el punto de inyeccioacuten para separarlo En la

estacioacuten Cuyabeno se inyecta productos quiacutemicos antiparafiacutenico en el muacuteltiple de

produccioacuten

Los productos antiespumantes son utilizados en los crudos tendientes a formar

espuma a objeto de disiparla generalmente se inyectan en el muacuteltiple de

produccioacuten a cierta distancia del producto quiacutemico demulsificante o en la liacutenea de

entrada de los separadores bifaacutesicos o trifaacutesicos Estos productos son utilizados

cuando hay presencia de soacutelidos en el crudo estos soacutelidos estabilizan las

emulsiones y forman altas interfaces en los tanques de lavado lo que es negativo

para la deshidratacioacuten de crudo Los soacutelidos estaacuten impregnados de crudo que se

mantienen en suspensioacuten en la interface crudo-agua la funcioacuten de los

dispersantes de soacutelidos es cambiar la humectabilidad del soacutelido para que este

emigre de la fase acuosa y se separe Es importante conocer mediante anaacutelisis de

laboratorio en contenido de soacutelidos presentes en el crudo asiacute como el origen de

ello dependeraacute la seleccioacuten del producto quiacutemico dispersante Para la inyeccioacuten de

quiacutemicos se utilizan bombas en cumplimiento de la norma API STD 675 ldquoPositive

Displacement Pumps Controlledrdquo y tanques de fibra de vidrio reforzado de acuerdo

a API 12P ldquoSpecification for Fiberglass Reinforced Plastic Tanksrdquo incluyendo

ademaacutes las conexiones de proceso servicio e instrumentacioacuten hasta las vaacutelvulas

de bloqueo yo instrumento final para conectar al sistema de distribucioacuten En la

Figura 34 se observa la disposicioacuten del sistema de inyeccioacuten de quiacutemicos

velocidad de asentamiento para estos casos es necesariamente utilizar el meacutetodo

de deshidratacioacuten electrostaacutetica Este meacutetodo se basa principalmente por el efecto

que produce un campo eleacutectrico en la velocidad de asentamiento de las partiacuteculas

de agua contenidas en la emulsioacuten

2531 Principio electrostaacutetico de coalescencia

Este principio se basa en la estructura de la moleacutecula de agua Esta moleacutecula

responde a un campo eleacutectrico por su configuracioacuten Las gotas de agua que se

encuentran dispersas en el petroacuteleo formando la emulsioacuten estas gotas de agua

en su forma natural son esfeacutericas y se encuentran en el estado maacutes bajo de

energiacutea libre Por lo tanto la gota no es dipolar en su estado natural Sin embargo

al aplicarse un campo eleacutectrico se hace dipolar En este caso la gota pasa de una

forma esfeacuterica a una elipsoidal Las cargas positivas se encuentran en un extremo

del elipsoide y las cargas negativas en el otro extremo Cuando se produce la

elongacioacuten para que la gota alcance la forma elipsoidal se afecta la peliacutecula

superficial de la gota haciendo que las gotas adyacentes de diferente polaridad

eleacutectrica se atraigan y choquen formando asiacute la coalescencia dando origen a una

gota maacutes grande que cae con mayor rapidez

2532 Caracteriacutesticas de un coalescedor electrostaacutetico

Un deshidratador electrostaacutetico estaacute dividido en 3 secciones Figura 27 La

primera seccioacuten ocupa aproximadamente el 50 de su longitud y es llamada

ldquoSeccioacuten de calentamientordquo La segunda seccioacuten es llamada ldquoSeccioacuten central o

control de nivelrdquo y esta ocupa por alrededor del 10 de su longitud ubicada

adyacente a la seccioacuten de calentamiento La tercera seccioacuten ocupa el 40 de la

longitud del deshidratador y es denominada ldquoSeccioacuten de asentamientordquo del agua

suspendida para producir crudo limpio Las parrillas de electrodos de alto voltaje

estaacuten localizadas en la parte superior del recipiente arriba de la interface agua

aceite

La velocidad de asentamiento por gravedad es muy lenta tal como se expone en

la Ley de Stokes Por ejemplo una gota de agua de 20 micras de diaacutemetro en un

crudo de 33 degAPI a 100 degF y una viscosidad de 65 cp se asienta a una velocidad

de 007 fthr

La moleacutecula de agua es polar (figura 24) por lo tanto un campo eleacutectrico

incrementa la coalescencia de las gotas dispersas en el aceite por dos

mecanismos que actuacutean simultaacuteneamente (Lucas R N 1976)

1 Sometidas a un campo electrostaacutetico las gotas de agua adquieren una carga

eleacutectrica neta

2 La distribucioacuten al azar de las gotas de agua en el seno del aceite al pasar por el

campo electrostaacutetico se alinean con su carga positiva orientada al electrodo

cargado (negativo)

254 TRATAMIENTO TEacuteRMICO

El tratamiento teacutermico constituye un meacutetodo efectivo y econoacutemico para la

deshidratacioacuten del petroacuteleo y en la mayoriacutea de los casos se utiliza para ayudar en

otros procesos Antes de aplicar la transferencia de calor es necesario separar el

agua libre y el gas con el fin de reducir la energiacutea que se debe aplicar para

calentar el petroacuteleo ya que se requiere 350 BTU para calentar un barril de agua

en 1ordmF y solamente se requiere 150 BTU para calentar un barril de crudo El

calentamiento ayuda al rompimiento de las emulsiones debido a que tiene los

siguientes efectos sobre ella

bull Dilata la peliacutecula superficial que rodea a las gotas de agua debilitaacutendola y

facilitaacutendola la coalescencia entre ellas

bull Origina y aumenta el movimiento de las moleacuteculas de agua produciendo

colisiones cada vez maacutes violentas que ayudan tambieacuten al rompimiento de la

peliacutecula superficial que rodea a la moleacutecula de agua

bull Aumenta la diferencia de densidades entre agua y petroacuteleo facilitando tambieacuten

el asentamiento de las gotas de agua

bull Reduce la tensioacuten superficial del agua facilitando la unioacuten de las gotas ya que

tienden a tomar una superficie coacutencava y a ofrecer mayor superficie de contacto

con el petroacuteleo

bull Reduce la viscosidad del petroacuteleo

La aplicacioacuten de calor para romper la emulsioacuten se puede hacer por medio de

intercambiadores de calor calentadores directos o indirectos y tratadores

teacutermicos

2541 Intercambiadores de Calor

Los intercambiadores de calor son dispositivos en los cuales cumplen una funcioacuten

especiacutefica tal como indica su nombre intercambiar calor entre dos fluidos que no

se mezclan En los procesos petroleros el disentildeo exclusivo de los

intercambiadores de calor es el de tubos y coraza debido a su amplio rango de

servicio y su alta resistencia a diversas condiciones de operacioacuten Normalmente la

transferencia de calor se produce por contacto directo del crudo emulsionado y del

fluido que proporcionaraacute calor usualmente el crudo pasa por los tubos y el fluido

de trabajo por la coraza esto ayuda a que exista un contacto total con turbulencia

del fluido de trabajo para quo no exista puntos muertos y que la transferencia de

calor sea maacutes eficiente Los intercambiadores de calor ademaacutes de ser eficientes

teacutermicamente su mantenimiento es faacutecil ya que uacutenicamente se lo realiza maacutes a

menudo al haz de tubos y los costos asociados a este son bajos

2542 Calentadores Directos

Este tipo de calentadores lleva a cabo la transferencia de calor por contacto

directo entre el crudo emulsionado y la superficie del calentador esto permite

manejar grandes voluacutemenes de fluido con un menor consumo de combustible Son

raacutepidos eficientes y de costo relativamente bajo La desventaja es que son

peligrosos a explosioacuten requieren de supervisioacuten constante y desperdician

productos livianos Su principal uso estaacute en calentar emulsiones no corrosivas que

esteacuten en baja presioacuten

2543 Calentadores Indirectos

Este tipo de calentadores la emulsioacuten fluye traveacutes de tubos sumergido en agua

donde la transferencia de calor se produce indirectamente por medio del agua que

estaacute alrededor del quemador y recibe de este el calor

Los calentadores indirectos presentan una ventaja de mantener la temperatura

constante y no presenta peligro de explosioacuten Como desventaja se puede notar

que requiere de varias horas para calentar despueacutes de un periacuteodo inactivo

Haciendo imposible tratar una emulsioacuten inmediatamente Sus capacidades son

aproximadamente de 2000 barriles de emulsioacuten por diacutea para un aumento de

temperatura de 100 ordmF

2544 Tratadores Teacutermicos

Los tratadores teacutermicos son equipos que combinan el proceso de calentamiento

con un sistema de coalescencia que ademaacutes de calentar el fluido se le da un

tiempo de retencioacuten para que se realice la separacioacuten de crudo y agua

emulsionada Son equipos que permiten desgasificar y drenar agua decantada La

norma API 5L recomienda el uso de estos equipos cuando el porcentaje de agua

emulsionada es menor o igual al 20 ademaacutes para una mejor eficiencia del

proceso de deshidratacioacuten es necesario determinar la temperatura a la cual el

crudo alcanza como miacutenimo una viscosidad de 150 SSU (25 ndash 30 Cp)

Tratamiento Mecaacutenico

Existen en la industria petrolera diversos procesos mecaacutenicos y fiacutesicos para

reducir el nivel de agua y sedimentos (AyS) del crudo producido a los liacutemites

establecidos entre operadoras y compradoras Antiguamente se contaban con

medios pocos desarrollados para realizar las labores de deshidratacioacuten de crudo

pero simultaacuteneamente con el desarrollo de la industria y con la consiguiente

necesidad de tratar el petroacuteleo producido se fueron desarrollando nuevas teacutecnicas

tendientes a lograr procesos de tratamiento con resultados tan satisfactorio como

fuera posible

Los principios en las cuales se basan para realizar la separacioacuten fiacutesica de vapor

liacutequidos o soacutelidos son el momentum oacute cantidad de movimiento la fuerza de

gravedad y la coalescencia como ya hemos mencionado Toda separacioacuten puede

emplear uno o maacutes de estos principios pero siempre las fases de los fluidos

deben ser inmiscibles y de diferentes densidades para que ocurra la separacioacuten

Dentro de esta gama de separadores mecaacutenicos se pueden mencionar por ser

los maacutes usados dentro de la industria petrolera los siguientes

A Separadores API

B Calentadores

C Despojadores de agua libre DAL

D Centrifugadores

E Platos Paralelos y Corrugados

En adelante se presentaraacuten algunos de los dispositivos de separacioacuten mecaacutenica

que se acaban de mencionar como lo son los separadores API y calentadores

dejando para capiacutetulos continuos la base teoacuterica de los otros restantes son los de

mayor intereacutes en esta investigacioacuten

A-Separadores API (Maston 1990)

Los separadores API son usados ampliamente en las refineriacuteas y son aceptados

generalmente como la norma en lo que a dispositivos de separacioacuten de

crudoagua se refiere Muchos autores dan recomendaciones de criterios de

disentildeo para estas unidades las cuales estaacuten compuestas de uno o maacutes canales

de flujo con una seccioacuten rectangular tanto horizontal como vertical Estos

recomiendan un ancho de canal de 6 a 20 ft (18 a 61 m) y una profundidad de 3 a

8 ft (091 a 244 m) Tambieacuten la relacioacuten anchoprofundidad esta restringida a

valores de 03 a 05 Modelos experimentales de separadores han mostrado bajas

eficiencias para relaciones anchoprofundidad por debajo de 02 El agua drenada

de los tanques fluye longitudinalmente a traveacutes de este canal mientras que las

gotas de crudo suben a la superficie para ser removidas

El criterio de disentildeo de los API (apeacutendice J) fue concebido para confirmar la

inherente suposicioacuten en este tipo de separadores crudoagua de que el mismo

criterio podriacutea ser aplicado a los DAL horizontales Este criterio incorpora un

disentildeo con diaacutemetro de gota de 0015 cm y asume que la velocidad de asenso

obedece a la ley de Stokes Las especificaciones de los separadores permiten que

las gotas de crudo lleguen a la superficie donde seraacuten removidas al final del

recorrido longitudinal El flujo es un factor intriacutenseco dentro de este criterio de

disentildeo el cual es un factor de compensacioacuten para cortocircuitos y turbulencia

necesaria

B-Calentadores

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

forma en que se aplica el calor

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

directo de la corriente alimentada con el calentador Aunque este tipo presenta

problemas de sedimentos y de corrosioacuten pueden manejar mayores voluacutemenes de

fluidos con menor gasto de combustible que los calentadores indirectos

Estos calentadores directos operan eficientemente en procesos operando en baja

presioacuten y donde los fluidos manejados no son muy corrosivos

El esquema tiacutepico de calentadores-tratadores directos tipo vertical y horizontal

se muestra en las figuras 27 y 28 respectivamente

El disentildeo normal de un tratador-calentador tipo vertical cumple las siguientes

funciones

1 Desgasificado de la emulsioacuten de entrada

2 Remocioacuten de arenas sedimentos y agua libre previo al calentamiento

3 Lavado con agua y calentamiento de la emulsioacuten

4 Coalescencia y asentamiento de las gotas de agua Coalescencia mecaacutenica

puede ser usada en eacutesta seccioacuten

El aceite deshidratado caliente puede ser usado para precalentar la emulsioacuten de

entrada usando un intercambiador de calor

Los calentadores-tratadores no son recomendables para remover grandes

cantidades de agua libre y eacutesta limitante llega a ser maacutes aguda en yacimientos

viejos con gran produccioacuten de agua congeacutenita En estos casos la instalacioacuten previa

de un DAL es una solucioacuten ideal

Las mismas funciones baacutesicas son previstas en un calentador directo tipo

horizontal como se muestra en la figura 29 La alimentacioacuten es parcialmente

desgasificada luego dirigida hacia la parte de abajo para la precipitacioacuten del agua

libre y la arena Despueacutes la alimentacioacuten es calentada y sufre una uacuteltima

desgasificacioacuten Posteriormente a traveacutes de un distribuidor pasa a un colector de

agua para finalmente pasar a la seccioacuten de coalescencia

Las partiacuteculas soacutelidas tales como arena escama productos de corrosioacuten se

depositaraacuten 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 alimentacioacuten

2 Bloquear la transferencia de calor y causar quemado del equipo de

calentamiento

3 Interferir los controles de nivel aacutenodos vaacutelvulas medidores y bombas

Asimismo pueden incrementar el crecimiento bacteriano y la velocidad de

corrosioacuten

Para prevenir la deposicioacuten de estos sedimentos se pueden instalar

hidrojets que operando a 30 psi por arriba de la presioacuten de operacioacuten del

calentador pueden remover los sedimentos para su drenado por la parte inferior

del recipiente

En los calentadores de tipo indirecto primero se calienta un fluido

Posteriormente a traveacutes de un intercambiador de calor el fluido de calentamiento

transfiere calor a la corriente de alimentacioacuten

En este tipo de calentadores disminuye el riesgo de explosioacuten y son utilizados en

instalaciones donde es posible recuperar calor tales como el gas caliente de

salida de las turbinas

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

ventajas

1 Reduce la viscosidad de la fase continua un incremento en la temperatura de

10degF baja la viscosidad de la emulsioacuten por un factor de 2

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

coalescencia

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

4 Promueve una mejor distribucioacuten del desemulsificante

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

Esto se logra manteniendo la temperatura del crudo por arriba de su punto de

nube

6 Debilita la peliacutecula de emulsificante que rodea a las gotas de agua

Sin embargo el calentamiento presenta las siguientes desventajas

1 Provoca la migracioacuten de los compuestos maacutes volaacutetiles del crudo hacia la fase

gaseosa Esta peacuterdida de ligeros en el crudo provoca una disminucioacuten de volumen

del crudo calentado (encogimiento) y una disminucioacuten en su gravedad API

2 Incrementa los costos de combustible

3 Incrementa los riesgos en las instalaciones

4 Requieren mayor instrumentacioacuten y control

5 Causa depoacutesitos de coke

PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN Y DESLADO DEL PETROacuteLEO CRUDO EN

REFINERIacuteA MADERO (PEMEX)

PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN DE LA ESTACIOacuteN DE PRODUCCION

CUYABENO-TRATAMIENTO QUIMICO

31 UBICACIOacuteN Y CONDICIONES DE OPERACIOacuteN

El aacuterea Cuyabeno tiene una estacioacuten de produccioacuten donde se procesa todo el

crudo agua y gas que producen los 21 pozos activos6 de los cuales 13 pozos

producen por bombeo hidraacuteulico (Power Oil BH) y 8 por bombeo electro

sumergible (BES) Este campo maneja actualmente una produccioacuten promedio de

8597 BPD de petroacuteleo de 258 degAPI 24911 BPD de agua de formacioacuten y 2322

MPCGD de gas asociado7 En la figura 31 se muestra la ubicacioacuten geograacutefica del

campo Cuyabeno

DESCRIPCIOacuteN DEL PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN

Luego de la etapa de separacioacuten la mezcla crudo-agua incluyendo el fluido

separado en el equipo trifaacutesico que se vuelve a unir a la descarga de los

separadores bifaacutesicos e ingresa a la bota desgasificadora donde se extrae el

remanente de gas en el fluido el cual es transferido a la tea de baja y por otro la

emulsioacuten crudo-agua a una presioacuten estimada de entre 20-18 psig sigue hacia el

tanque de lavado que tiene una capacidad en volumen de 18130 Bbls (H= 36

pies Oslash= 60 pies) el cual opera con un colchoacuten de agua promedio de 9 pies En

este recipiente por gravedad e inyeccioacuten de quiacutemicos principalmente el

demulsificante separa el crudo del agua El proceso de deshidratacioacuten actual

indica que el agua excedente del colchoacuten operativo (9 pies promedio) es utilizada

una parte para calentarla con un calentador artesanal usando un miacutenimo de gas

liberado desde los separadores de produccioacuten y prueba que pasan por tres

recipientes denominados depuradores o Scrubber tipo vertical donde se libera al

gas del contenido del liacutequido remanente que puede existir el agua caliente se

mezclaraacute con la emulsioacuten crudo-agua a la entrada del tanque de lavado con el fin

de facilitar la deshidratacioacuten a traveacutes de un equipo denominado Mezclador Estaacutetico

y el resto seraacute enviada al sistema de agua de reinyeccioacuten en el Anexo 7 se

muestra el Diagrama de tuberiacutea e Instrumentacioacuten (PG-CCY-M-002)

El equipo de calentamiento instalado es artesanal y por lo

mismo ineficiente en cuanto al gradiente de temperaturas obtenido (5-10degF)8 con

la que se obtiene una temperatura de crudo 112degF resultante de la mezcla no

recomendable para deshidratacioacuten En la figura 33 se muestra calentador de la

estacioacuten de Cuyabeno

331 TIPO DE QUIacuteMICOS INYECTADOS

El Campo Cuyabeno presenta para la deshidratacioacuten de crudo dos puntos

principales para la inyeccioacuten del quiacutemico como son el muacuteltiple de produccioacuten y

prueba como tambieacuten el ingreso a la bota desgasificadora en la Tabla 33 se

detallan los quiacutemicos inyectados como Demulsificante Antiparafiacutenico Dispersante

Soacutelidos Antiespumante ademaacutes en la tabla mencionada se presenta cantidades

inyectadas y costos de cada uno de los quiacutemicos9 Los productos demulsificantes

son utilizados para separar las moleacuteculas de crudo y agua emulsionadas con un

tiempo de contacto en el tanque de lavado para la determinacioacuten de la cantidad

de quiacutemico inyectado es necesario conocer el sistema de recoleccioacuten de crudo a

objeto de caracterizar las corrientes y determinar mediante anaacutelisis de laboratorio

el porcentaje de emulsioacuten tipo de emulsioacuten porcentaje de Agua libre y Gravedad

API (Normas ASTM D4007-2 Determinacioacuten de agua y sedimentos en crudo por

centrifugacioacuten y ASTM D287-92-2000 Determinacioacuten de la Gravedad API en

crudos y derivados Meacutetodo del Hidroacutemetro)

La parafina es una cera soacutelida del petroacuteleo de alto peso molecular (nuacutemero de

aacutetomos de carbonos presentes en el crudo mayor de 18 aacutetomos de carbonos)

tienen una temperatura de ablandamiento desde 60deg F a 215deg F

aproximadamente Dependiendo donde se presente el problema de precipitacioacuten

de parafina se debe seleccionar el punto de inyeccioacuten para separarlo En la

estacioacuten Cuyabeno se inyecta productos quiacutemicos antiparafiacutenico en el muacuteltiple de

produccioacuten

Los productos antiespumantes son utilizados en los crudos tendientes a formar

espuma a objeto de disiparla generalmente se inyectan en el muacuteltiple de

produccioacuten a cierta distancia del producto quiacutemico demulsificante o en la liacutenea de

entrada de los separadores bifaacutesicos o trifaacutesicos Estos productos son utilizados

cuando hay presencia de soacutelidos en el crudo estos soacutelidos estabilizan las

emulsiones y forman altas interfaces en los tanques de lavado lo que es negativo

para la deshidratacioacuten de crudo Los soacutelidos estaacuten impregnados de crudo que se

mantienen en suspensioacuten en la interface crudo-agua la funcioacuten de los

dispersantes de soacutelidos es cambiar la humectabilidad del soacutelido para que este

emigre de la fase acuosa y se separe Es importante conocer mediante anaacutelisis de

laboratorio en contenido de soacutelidos presentes en el crudo asiacute como el origen de

ello dependeraacute la seleccioacuten del producto quiacutemico dispersante Para la inyeccioacuten de

quiacutemicos se utilizan bombas en cumplimiento de la norma API STD 675 ldquoPositive

Displacement Pumps Controlledrdquo y tanques de fibra de vidrio reforzado de acuerdo

a API 12P ldquoSpecification for Fiberglass Reinforced Plastic Tanksrdquo incluyendo

ademaacutes las conexiones de proceso servicio e instrumentacioacuten hasta las vaacutelvulas

de bloqueo yo instrumento final para conectar al sistema de distribucioacuten En la

Figura 34 se observa la disposicioacuten del sistema de inyeccioacuten de quiacutemicos

La velocidad de asentamiento por gravedad es muy lenta tal como se expone en

la Ley de Stokes Por ejemplo una gota de agua de 20 micras de diaacutemetro en un

crudo de 33 degAPI a 100 degF y una viscosidad de 65 cp se asienta a una velocidad

de 007 fthr

La moleacutecula de agua es polar (figura 24) por lo tanto un campo eleacutectrico

incrementa la coalescencia de las gotas dispersas en el aceite por dos

mecanismos que actuacutean simultaacuteneamente (Lucas R N 1976)

1 Sometidas a un campo electrostaacutetico las gotas de agua adquieren una carga

eleacutectrica neta

2 La distribucioacuten al azar de las gotas de agua en el seno del aceite al pasar por el

campo electrostaacutetico se alinean con su carga positiva orientada al electrodo

cargado (negativo)

254 TRATAMIENTO TEacuteRMICO

El tratamiento teacutermico constituye un meacutetodo efectivo y econoacutemico para la

deshidratacioacuten del petroacuteleo y en la mayoriacutea de los casos se utiliza para ayudar en

otros procesos Antes de aplicar la transferencia de calor es necesario separar el

agua libre y el gas con el fin de reducir la energiacutea que se debe aplicar para

calentar el petroacuteleo ya que se requiere 350 BTU para calentar un barril de agua

en 1ordmF y solamente se requiere 150 BTU para calentar un barril de crudo El

calentamiento ayuda al rompimiento de las emulsiones debido a que tiene los

siguientes efectos sobre ella

bull Dilata la peliacutecula superficial que rodea a las gotas de agua debilitaacutendola y

facilitaacutendola la coalescencia entre ellas

bull Origina y aumenta el movimiento de las moleacuteculas de agua produciendo

colisiones cada vez maacutes violentas que ayudan tambieacuten al rompimiento de la

peliacutecula superficial que rodea a la moleacutecula de agua

bull Aumenta la diferencia de densidades entre agua y petroacuteleo facilitando tambieacuten

el asentamiento de las gotas de agua

bull Reduce la tensioacuten superficial del agua facilitando la unioacuten de las gotas ya que

tienden a tomar una superficie coacutencava y a ofrecer mayor superficie de contacto

con el petroacuteleo

bull Reduce la viscosidad del petroacuteleo

La aplicacioacuten de calor para romper la emulsioacuten se puede hacer por medio de

intercambiadores de calor calentadores directos o indirectos y tratadores

teacutermicos

2541 Intercambiadores de Calor

Los intercambiadores de calor son dispositivos en los cuales cumplen una funcioacuten

especiacutefica tal como indica su nombre intercambiar calor entre dos fluidos que no

se mezclan En los procesos petroleros el disentildeo exclusivo de los

intercambiadores de calor es el de tubos y coraza debido a su amplio rango de

servicio y su alta resistencia a diversas condiciones de operacioacuten Normalmente la

transferencia de calor se produce por contacto directo del crudo emulsionado y del

fluido que proporcionaraacute calor usualmente el crudo pasa por los tubos y el fluido

de trabajo por la coraza esto ayuda a que exista un contacto total con turbulencia

del fluido de trabajo para quo no exista puntos muertos y que la transferencia de

calor sea maacutes eficiente Los intercambiadores de calor ademaacutes de ser eficientes

teacutermicamente su mantenimiento es faacutecil ya que uacutenicamente se lo realiza maacutes a

menudo al haz de tubos y los costos asociados a este son bajos

2542 Calentadores Directos

Este tipo de calentadores lleva a cabo la transferencia de calor por contacto

directo entre el crudo emulsionado y la superficie del calentador esto permite

manejar grandes voluacutemenes de fluido con un menor consumo de combustible Son

raacutepidos eficientes y de costo relativamente bajo La desventaja es que son

peligrosos a explosioacuten requieren de supervisioacuten constante y desperdician

productos livianos Su principal uso estaacute en calentar emulsiones no corrosivas que

esteacuten en baja presioacuten

2543 Calentadores Indirectos

Este tipo de calentadores la emulsioacuten fluye traveacutes de tubos sumergido en agua

donde la transferencia de calor se produce indirectamente por medio del agua que

estaacute alrededor del quemador y recibe de este el calor

Los calentadores indirectos presentan una ventaja de mantener la temperatura

constante y no presenta peligro de explosioacuten Como desventaja se puede notar

que requiere de varias horas para calentar despueacutes de un periacuteodo inactivo

Haciendo imposible tratar una emulsioacuten inmediatamente Sus capacidades son

aproximadamente de 2000 barriles de emulsioacuten por diacutea para un aumento de

temperatura de 100 ordmF

2544 Tratadores Teacutermicos

Los tratadores teacutermicos son equipos que combinan el proceso de calentamiento

con un sistema de coalescencia que ademaacutes de calentar el fluido se le da un

tiempo de retencioacuten para que se realice la separacioacuten de crudo y agua

emulsionada Son equipos que permiten desgasificar y drenar agua decantada La

norma API 5L recomienda el uso de estos equipos cuando el porcentaje de agua

emulsionada es menor o igual al 20 ademaacutes para una mejor eficiencia del

proceso de deshidratacioacuten es necesario determinar la temperatura a la cual el

crudo alcanza como miacutenimo una viscosidad de 150 SSU (25 ndash 30 Cp)

Tratamiento Mecaacutenico

Existen en la industria petrolera diversos procesos mecaacutenicos y fiacutesicos para

reducir el nivel de agua y sedimentos (AyS) del crudo producido a los liacutemites

establecidos entre operadoras y compradoras Antiguamente se contaban con

medios pocos desarrollados para realizar las labores de deshidratacioacuten de crudo

pero simultaacuteneamente con el desarrollo de la industria y con la consiguiente

necesidad de tratar el petroacuteleo producido se fueron desarrollando nuevas teacutecnicas

tendientes a lograr procesos de tratamiento con resultados tan satisfactorio como

fuera posible

Los principios en las cuales se basan para realizar la separacioacuten fiacutesica de vapor

liacutequidos o soacutelidos son el momentum oacute cantidad de movimiento la fuerza de

gravedad y la coalescencia como ya hemos mencionado Toda separacioacuten puede

emplear uno o maacutes de estos principios pero siempre las fases de los fluidos

deben ser inmiscibles y de diferentes densidades para que ocurra la separacioacuten

Dentro de esta gama de separadores mecaacutenicos se pueden mencionar por ser

los maacutes usados dentro de la industria petrolera los siguientes

A Separadores API

B Calentadores

C Despojadores de agua libre DAL

D Centrifugadores

E Platos Paralelos y Corrugados

En adelante se presentaraacuten algunos de los dispositivos de separacioacuten mecaacutenica

que se acaban de mencionar como lo son los separadores API y calentadores

dejando para capiacutetulos continuos la base teoacuterica de los otros restantes son los de

mayor intereacutes en esta investigacioacuten

A-Separadores API (Maston 1990)

Los separadores API son usados ampliamente en las refineriacuteas y son aceptados

generalmente como la norma en lo que a dispositivos de separacioacuten de

crudoagua se refiere Muchos autores dan recomendaciones de criterios de

disentildeo para estas unidades las cuales estaacuten compuestas de uno o maacutes canales

de flujo con una seccioacuten rectangular tanto horizontal como vertical Estos

recomiendan un ancho de canal de 6 a 20 ft (18 a 61 m) y una profundidad de 3 a

8 ft (091 a 244 m) Tambieacuten la relacioacuten anchoprofundidad esta restringida a

valores de 03 a 05 Modelos experimentales de separadores han mostrado bajas

eficiencias para relaciones anchoprofundidad por debajo de 02 El agua drenada

de los tanques fluye longitudinalmente a traveacutes de este canal mientras que las

gotas de crudo suben a la superficie para ser removidas

El criterio de disentildeo de los API (apeacutendice J) fue concebido para confirmar la

inherente suposicioacuten en este tipo de separadores crudoagua de que el mismo

criterio podriacutea ser aplicado a los DAL horizontales Este criterio incorpora un

disentildeo con diaacutemetro de gota de 0015 cm y asume que la velocidad de asenso

obedece a la ley de Stokes Las especificaciones de los separadores permiten que

las gotas de crudo lleguen a la superficie donde seraacuten removidas al final del

recorrido longitudinal El flujo es un factor intriacutenseco dentro de este criterio de

disentildeo el cual es un factor de compensacioacuten para cortocircuitos y turbulencia

necesaria

B-Calentadores

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

forma en que se aplica el calor

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

directo de la corriente alimentada con el calentador Aunque este tipo presenta

problemas de sedimentos y de corrosioacuten pueden manejar mayores voluacutemenes de

fluidos con menor gasto de combustible que los calentadores indirectos

Estos calentadores directos operan eficientemente en procesos operando en baja

presioacuten y donde los fluidos manejados no son muy corrosivos

El esquema tiacutepico de calentadores-tratadores directos tipo vertical y horizontal

se muestra en las figuras 27 y 28 respectivamente

El disentildeo normal de un tratador-calentador tipo vertical cumple las siguientes

funciones

1 Desgasificado de la emulsioacuten de entrada

2 Remocioacuten de arenas sedimentos y agua libre previo al calentamiento

3 Lavado con agua y calentamiento de la emulsioacuten

4 Coalescencia y asentamiento de las gotas de agua Coalescencia mecaacutenica

puede ser usada en eacutesta seccioacuten

El aceite deshidratado caliente puede ser usado para precalentar la emulsioacuten de

entrada usando un intercambiador de calor

Los calentadores-tratadores no son recomendables para remover grandes

cantidades de agua libre y eacutesta limitante llega a ser maacutes aguda en yacimientos

viejos con gran produccioacuten de agua congeacutenita En estos casos la instalacioacuten previa

de un DAL es una solucioacuten ideal

Las mismas funciones baacutesicas son previstas en un calentador directo tipo

horizontal como se muestra en la figura 29 La alimentacioacuten es parcialmente

desgasificada luego dirigida hacia la parte de abajo para la precipitacioacuten del agua

libre y la arena Despueacutes la alimentacioacuten es calentada y sufre una uacuteltima

desgasificacioacuten Posteriormente a traveacutes de un distribuidor pasa a un colector de

agua para finalmente pasar a la seccioacuten de coalescencia

Las partiacuteculas soacutelidas tales como arena escama productos de corrosioacuten se

depositaraacuten 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 alimentacioacuten

2 Bloquear la transferencia de calor y causar quemado del equipo de

calentamiento

3 Interferir los controles de nivel aacutenodos vaacutelvulas medidores y bombas

Asimismo pueden incrementar el crecimiento bacteriano y la velocidad de

corrosioacuten

Para prevenir la deposicioacuten de estos sedimentos se pueden instalar

hidrojets que operando a 30 psi por arriba de la presioacuten de operacioacuten del

calentador pueden remover los sedimentos para su drenado por la parte inferior

del recipiente

En los calentadores de tipo indirecto primero se calienta un fluido

Posteriormente a traveacutes de un intercambiador de calor el fluido de calentamiento

transfiere calor a la corriente de alimentacioacuten

En este tipo de calentadores disminuye el riesgo de explosioacuten y son utilizados en

instalaciones donde es posible recuperar calor tales como el gas caliente de

salida de las turbinas

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

ventajas

1 Reduce la viscosidad de la fase continua un incremento en la temperatura de

10degF baja la viscosidad de la emulsioacuten por un factor de 2

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

coalescencia

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

4 Promueve una mejor distribucioacuten del desemulsificante

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

Esto se logra manteniendo la temperatura del crudo por arriba de su punto de

nube

6 Debilita la peliacutecula de emulsificante que rodea a las gotas de agua

Sin embargo el calentamiento presenta las siguientes desventajas

1 Provoca la migracioacuten de los compuestos maacutes volaacutetiles del crudo hacia la fase

gaseosa Esta peacuterdida de ligeros en el crudo provoca una disminucioacuten de volumen

del crudo calentado (encogimiento) y una disminucioacuten en su gravedad API

2 Incrementa los costos de combustible

3 Incrementa los riesgos en las instalaciones

4 Requieren mayor instrumentacioacuten y control

5 Causa depoacutesitos de coke

PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN Y DESLADO DEL PETROacuteLEO CRUDO EN

REFINERIacuteA MADERO (PEMEX)

PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN DE LA ESTACIOacuteN DE PRODUCCION

CUYABENO-TRATAMIENTO QUIMICO

31 UBICACIOacuteN Y CONDICIONES DE OPERACIOacuteN

El aacuterea Cuyabeno tiene una estacioacuten de produccioacuten donde se procesa todo el

crudo agua y gas que producen los 21 pozos activos6 de los cuales 13 pozos

producen por bombeo hidraacuteulico (Power Oil BH) y 8 por bombeo electro

sumergible (BES) Este campo maneja actualmente una produccioacuten promedio de

8597 BPD de petroacuteleo de 258 degAPI 24911 BPD de agua de formacioacuten y 2322

MPCGD de gas asociado7 En la figura 31 se muestra la ubicacioacuten geograacutefica del

campo Cuyabeno

DESCRIPCIOacuteN DEL PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN

Luego de la etapa de separacioacuten la mezcla crudo-agua incluyendo el fluido

separado en el equipo trifaacutesico que se vuelve a unir a la descarga de los

separadores bifaacutesicos e ingresa a la bota desgasificadora donde se extrae el

remanente de gas en el fluido el cual es transferido a la tea de baja y por otro la

emulsioacuten crudo-agua a una presioacuten estimada de entre 20-18 psig sigue hacia el

tanque de lavado que tiene una capacidad en volumen de 18130 Bbls (H= 36

pies Oslash= 60 pies) el cual opera con un colchoacuten de agua promedio de 9 pies En

este recipiente por gravedad e inyeccioacuten de quiacutemicos principalmente el

demulsificante separa el crudo del agua El proceso de deshidratacioacuten actual

indica que el agua excedente del colchoacuten operativo (9 pies promedio) es utilizada

una parte para calentarla con un calentador artesanal usando un miacutenimo de gas

liberado desde los separadores de produccioacuten y prueba que pasan por tres

recipientes denominados depuradores o Scrubber tipo vertical donde se libera al

gas del contenido del liacutequido remanente que puede existir el agua caliente se

mezclaraacute con la emulsioacuten crudo-agua a la entrada del tanque de lavado con el fin

de facilitar la deshidratacioacuten a traveacutes de un equipo denominado Mezclador Estaacutetico

y el resto seraacute enviada al sistema de agua de reinyeccioacuten en el Anexo 7 se

muestra el Diagrama de tuberiacutea e Instrumentacioacuten (PG-CCY-M-002)

El equipo de calentamiento instalado es artesanal y por lo

mismo ineficiente en cuanto al gradiente de temperaturas obtenido (5-10degF)8 con

la que se obtiene una temperatura de crudo 112degF resultante de la mezcla no

recomendable para deshidratacioacuten En la figura 33 se muestra calentador de la

estacioacuten de Cuyabeno

331 TIPO DE QUIacuteMICOS INYECTADOS

El Campo Cuyabeno presenta para la deshidratacioacuten de crudo dos puntos

principales para la inyeccioacuten del quiacutemico como son el muacuteltiple de produccioacuten y

prueba como tambieacuten el ingreso a la bota desgasificadora en la Tabla 33 se

detallan los quiacutemicos inyectados como Demulsificante Antiparafiacutenico Dispersante

Soacutelidos Antiespumante ademaacutes en la tabla mencionada se presenta cantidades

inyectadas y costos de cada uno de los quiacutemicos9 Los productos demulsificantes

son utilizados para separar las moleacuteculas de crudo y agua emulsionadas con un

tiempo de contacto en el tanque de lavado para la determinacioacuten de la cantidad

de quiacutemico inyectado es necesario conocer el sistema de recoleccioacuten de crudo a

objeto de caracterizar las corrientes y determinar mediante anaacutelisis de laboratorio

el porcentaje de emulsioacuten tipo de emulsioacuten porcentaje de Agua libre y Gravedad

API (Normas ASTM D4007-2 Determinacioacuten de agua y sedimentos en crudo por

centrifugacioacuten y ASTM D287-92-2000 Determinacioacuten de la Gravedad API en

crudos y derivados Meacutetodo del Hidroacutemetro)

La parafina es una cera soacutelida del petroacuteleo de alto peso molecular (nuacutemero de

aacutetomos de carbonos presentes en el crudo mayor de 18 aacutetomos de carbonos)

tienen una temperatura de ablandamiento desde 60deg F a 215deg F

aproximadamente Dependiendo donde se presente el problema de precipitacioacuten

de parafina se debe seleccionar el punto de inyeccioacuten para separarlo En la

estacioacuten Cuyabeno se inyecta productos quiacutemicos antiparafiacutenico en el muacuteltiple de

produccioacuten

Los productos antiespumantes son utilizados en los crudos tendientes a formar

espuma a objeto de disiparla generalmente se inyectan en el muacuteltiple de

produccioacuten a cierta distancia del producto quiacutemico demulsificante o en la liacutenea de

entrada de los separadores bifaacutesicos o trifaacutesicos Estos productos son utilizados

cuando hay presencia de soacutelidos en el crudo estos soacutelidos estabilizan las

emulsiones y forman altas interfaces en los tanques de lavado lo que es negativo

para la deshidratacioacuten de crudo Los soacutelidos estaacuten impregnados de crudo que se

mantienen en suspensioacuten en la interface crudo-agua la funcioacuten de los

dispersantes de soacutelidos es cambiar la humectabilidad del soacutelido para que este

emigre de la fase acuosa y se separe Es importante conocer mediante anaacutelisis de

laboratorio en contenido de soacutelidos presentes en el crudo asiacute como el origen de

ello dependeraacute la seleccioacuten del producto quiacutemico dispersante Para la inyeccioacuten de

quiacutemicos se utilizan bombas en cumplimiento de la norma API STD 675 ldquoPositive

Displacement Pumps Controlledrdquo y tanques de fibra de vidrio reforzado de acuerdo

a API 12P ldquoSpecification for Fiberglass Reinforced Plastic Tanksrdquo incluyendo

ademaacutes las conexiones de proceso servicio e instrumentacioacuten hasta las vaacutelvulas

de bloqueo yo instrumento final para conectar al sistema de distribucioacuten En la

Figura 34 se observa la disposicioacuten del sistema de inyeccioacuten de quiacutemicos

bull Reduce la tensioacuten superficial del agua facilitando la unioacuten de las gotas ya que

tienden a tomar una superficie coacutencava y a ofrecer mayor superficie de contacto

con el petroacuteleo

bull Reduce la viscosidad del petroacuteleo

La aplicacioacuten de calor para romper la emulsioacuten se puede hacer por medio de

intercambiadores de calor calentadores directos o indirectos y tratadores

teacutermicos

2541 Intercambiadores de Calor

Los intercambiadores de calor son dispositivos en los cuales cumplen una funcioacuten

especiacutefica tal como indica su nombre intercambiar calor entre dos fluidos que no

se mezclan En los procesos petroleros el disentildeo exclusivo de los

intercambiadores de calor es el de tubos y coraza debido a su amplio rango de

servicio y su alta resistencia a diversas condiciones de operacioacuten Normalmente la

transferencia de calor se produce por contacto directo del crudo emulsionado y del

fluido que proporcionaraacute calor usualmente el crudo pasa por los tubos y el fluido

de trabajo por la coraza esto ayuda a que exista un contacto total con turbulencia

del fluido de trabajo para quo no exista puntos muertos y que la transferencia de

calor sea maacutes eficiente Los intercambiadores de calor ademaacutes de ser eficientes

teacutermicamente su mantenimiento es faacutecil ya que uacutenicamente se lo realiza maacutes a

menudo al haz de tubos y los costos asociados a este son bajos

2542 Calentadores Directos

Este tipo de calentadores lleva a cabo la transferencia de calor por contacto

directo entre el crudo emulsionado y la superficie del calentador esto permite

manejar grandes voluacutemenes de fluido con un menor consumo de combustible Son

raacutepidos eficientes y de costo relativamente bajo La desventaja es que son

peligrosos a explosioacuten requieren de supervisioacuten constante y desperdician

productos livianos Su principal uso estaacute en calentar emulsiones no corrosivas que

esteacuten en baja presioacuten

2543 Calentadores Indirectos

Este tipo de calentadores la emulsioacuten fluye traveacutes de tubos sumergido en agua

donde la transferencia de calor se produce indirectamente por medio del agua que

estaacute alrededor del quemador y recibe de este el calor

Los calentadores indirectos presentan una ventaja de mantener la temperatura

constante y no presenta peligro de explosioacuten Como desventaja se puede notar

que requiere de varias horas para calentar despueacutes de un periacuteodo inactivo

Haciendo imposible tratar una emulsioacuten inmediatamente Sus capacidades son

aproximadamente de 2000 barriles de emulsioacuten por diacutea para un aumento de

temperatura de 100 ordmF

2544 Tratadores Teacutermicos

Los tratadores teacutermicos son equipos que combinan el proceso de calentamiento

con un sistema de coalescencia que ademaacutes de calentar el fluido se le da un

tiempo de retencioacuten para que se realice la separacioacuten de crudo y agua

emulsionada Son equipos que permiten desgasificar y drenar agua decantada La

norma API 5L recomienda el uso de estos equipos cuando el porcentaje de agua

emulsionada es menor o igual al 20 ademaacutes para una mejor eficiencia del

proceso de deshidratacioacuten es necesario determinar la temperatura a la cual el

crudo alcanza como miacutenimo una viscosidad de 150 SSU (25 ndash 30 Cp)

Tratamiento Mecaacutenico

Existen en la industria petrolera diversos procesos mecaacutenicos y fiacutesicos para

reducir el nivel de agua y sedimentos (AyS) del crudo producido a los liacutemites

establecidos entre operadoras y compradoras Antiguamente se contaban con

medios pocos desarrollados para realizar las labores de deshidratacioacuten de crudo

pero simultaacuteneamente con el desarrollo de la industria y con la consiguiente

necesidad de tratar el petroacuteleo producido se fueron desarrollando nuevas teacutecnicas

tendientes a lograr procesos de tratamiento con resultados tan satisfactorio como

fuera posible

Los principios en las cuales se basan para realizar la separacioacuten fiacutesica de vapor

liacutequidos o soacutelidos son el momentum oacute cantidad de movimiento la fuerza de

gravedad y la coalescencia como ya hemos mencionado Toda separacioacuten puede

emplear uno o maacutes de estos principios pero siempre las fases de los fluidos

deben ser inmiscibles y de diferentes densidades para que ocurra la separacioacuten

Dentro de esta gama de separadores mecaacutenicos se pueden mencionar por ser

los maacutes usados dentro de la industria petrolera los siguientes

A Separadores API

B Calentadores

C Despojadores de agua libre DAL

D Centrifugadores

E Platos Paralelos y Corrugados

En adelante se presentaraacuten algunos de los dispositivos de separacioacuten mecaacutenica

que se acaban de mencionar como lo son los separadores API y calentadores

dejando para capiacutetulos continuos la base teoacuterica de los otros restantes son los de

mayor intereacutes en esta investigacioacuten

A-Separadores API (Maston 1990)

Los separadores API son usados ampliamente en las refineriacuteas y son aceptados

generalmente como la norma en lo que a dispositivos de separacioacuten de

crudoagua se refiere Muchos autores dan recomendaciones de criterios de

disentildeo para estas unidades las cuales estaacuten compuestas de uno o maacutes canales

de flujo con una seccioacuten rectangular tanto horizontal como vertical Estos

recomiendan un ancho de canal de 6 a 20 ft (18 a 61 m) y una profundidad de 3 a

8 ft (091 a 244 m) Tambieacuten la relacioacuten anchoprofundidad esta restringida a

valores de 03 a 05 Modelos experimentales de separadores han mostrado bajas

eficiencias para relaciones anchoprofundidad por debajo de 02 El agua drenada

de los tanques fluye longitudinalmente a traveacutes de este canal mientras que las

gotas de crudo suben a la superficie para ser removidas

El criterio de disentildeo de los API (apeacutendice J) fue concebido para confirmar la

inherente suposicioacuten en este tipo de separadores crudoagua de que el mismo

criterio podriacutea ser aplicado a los DAL horizontales Este criterio incorpora un

disentildeo con diaacutemetro de gota de 0015 cm y asume que la velocidad de asenso

obedece a la ley de Stokes Las especificaciones de los separadores permiten que

las gotas de crudo lleguen a la superficie donde seraacuten removidas al final del

recorrido longitudinal El flujo es un factor intriacutenseco dentro de este criterio de

disentildeo el cual es un factor de compensacioacuten para cortocircuitos y turbulencia

necesaria

B-Calentadores

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

forma en que se aplica el calor

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

directo de la corriente alimentada con el calentador Aunque este tipo presenta

problemas de sedimentos y de corrosioacuten pueden manejar mayores voluacutemenes de

fluidos con menor gasto de combustible que los calentadores indirectos

Estos calentadores directos operan eficientemente en procesos operando en baja

presioacuten y donde los fluidos manejados no son muy corrosivos

El esquema tiacutepico de calentadores-tratadores directos tipo vertical y horizontal

se muestra en las figuras 27 y 28 respectivamente

El disentildeo normal de un tratador-calentador tipo vertical cumple las siguientes

funciones

1 Desgasificado de la emulsioacuten de entrada

2 Remocioacuten de arenas sedimentos y agua libre previo al calentamiento

3 Lavado con agua y calentamiento de la emulsioacuten

4 Coalescencia y asentamiento de las gotas de agua Coalescencia mecaacutenica

puede ser usada en eacutesta seccioacuten

El aceite deshidratado caliente puede ser usado para precalentar la emulsioacuten de

entrada usando un intercambiador de calor

Los calentadores-tratadores no son recomendables para remover grandes

cantidades de agua libre y eacutesta limitante llega a ser maacutes aguda en yacimientos

viejos con gran produccioacuten de agua congeacutenita En estos casos la instalacioacuten previa

de un DAL es una solucioacuten ideal

Las mismas funciones baacutesicas son previstas en un calentador directo tipo

horizontal como se muestra en la figura 29 La alimentacioacuten es parcialmente

desgasificada luego dirigida hacia la parte de abajo para la precipitacioacuten del agua

libre y la arena Despueacutes la alimentacioacuten es calentada y sufre una uacuteltima

desgasificacioacuten Posteriormente a traveacutes de un distribuidor pasa a un colector de

agua para finalmente pasar a la seccioacuten de coalescencia

Las partiacuteculas soacutelidas tales como arena escama productos de corrosioacuten se

depositaraacuten 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 alimentacioacuten

2 Bloquear la transferencia de calor y causar quemado del equipo de

calentamiento

3 Interferir los controles de nivel aacutenodos vaacutelvulas medidores y bombas

Asimismo pueden incrementar el crecimiento bacteriano y la velocidad de

corrosioacuten

Para prevenir la deposicioacuten de estos sedimentos se pueden instalar

hidrojets que operando a 30 psi por arriba de la presioacuten de operacioacuten del

calentador pueden remover los sedimentos para su drenado por la parte inferior

del recipiente

En los calentadores de tipo indirecto primero se calienta un fluido

Posteriormente a traveacutes de un intercambiador de calor el fluido de calentamiento

transfiere calor a la corriente de alimentacioacuten

En este tipo de calentadores disminuye el riesgo de explosioacuten y son utilizados en

instalaciones donde es posible recuperar calor tales como el gas caliente de

salida de las turbinas

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

ventajas

1 Reduce la viscosidad de la fase continua un incremento en la temperatura de

10degF baja la viscosidad de la emulsioacuten por un factor de 2

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

coalescencia

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

4 Promueve una mejor distribucioacuten del desemulsificante

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

Esto se logra manteniendo la temperatura del crudo por arriba de su punto de

nube

6 Debilita la peliacutecula de emulsificante que rodea a las gotas de agua

Sin embargo el calentamiento presenta las siguientes desventajas

1 Provoca la migracioacuten de los compuestos maacutes volaacutetiles del crudo hacia la fase

gaseosa Esta peacuterdida de ligeros en el crudo provoca una disminucioacuten de volumen

del crudo calentado (encogimiento) y una disminucioacuten en su gravedad API

2 Incrementa los costos de combustible

3 Incrementa los riesgos en las instalaciones

4 Requieren mayor instrumentacioacuten y control

5 Causa depoacutesitos de coke

PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN Y DESLADO DEL PETROacuteLEO CRUDO EN

REFINERIacuteA MADERO (PEMEX)

PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN DE LA ESTACIOacuteN DE PRODUCCION

CUYABENO-TRATAMIENTO QUIMICO

31 UBICACIOacuteN Y CONDICIONES DE OPERACIOacuteN

El aacuterea Cuyabeno tiene una estacioacuten de produccioacuten donde se procesa todo el

crudo agua y gas que producen los 21 pozos activos6 de los cuales 13 pozos

producen por bombeo hidraacuteulico (Power Oil BH) y 8 por bombeo electro

sumergible (BES) Este campo maneja actualmente una produccioacuten promedio de

8597 BPD de petroacuteleo de 258 degAPI 24911 BPD de agua de formacioacuten y 2322

MPCGD de gas asociado7 En la figura 31 se muestra la ubicacioacuten geograacutefica del

campo Cuyabeno

DESCRIPCIOacuteN DEL PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN

Luego de la etapa de separacioacuten la mezcla crudo-agua incluyendo el fluido

separado en el equipo trifaacutesico que se vuelve a unir a la descarga de los

separadores bifaacutesicos e ingresa a la bota desgasificadora donde se extrae el

remanente de gas en el fluido el cual es transferido a la tea de baja y por otro la

emulsioacuten crudo-agua a una presioacuten estimada de entre 20-18 psig sigue hacia el

tanque de lavado que tiene una capacidad en volumen de 18130 Bbls (H= 36

pies Oslash= 60 pies) el cual opera con un colchoacuten de agua promedio de 9 pies En

este recipiente por gravedad e inyeccioacuten de quiacutemicos principalmente el

demulsificante separa el crudo del agua El proceso de deshidratacioacuten actual

indica que el agua excedente del colchoacuten operativo (9 pies promedio) es utilizada

una parte para calentarla con un calentador artesanal usando un miacutenimo de gas

liberado desde los separadores de produccioacuten y prueba que pasan por tres

recipientes denominados depuradores o Scrubber tipo vertical donde se libera al

gas del contenido del liacutequido remanente que puede existir el agua caliente se

mezclaraacute con la emulsioacuten crudo-agua a la entrada del tanque de lavado con el fin

de facilitar la deshidratacioacuten a traveacutes de un equipo denominado Mezclador Estaacutetico

y el resto seraacute enviada al sistema de agua de reinyeccioacuten en el Anexo 7 se

muestra el Diagrama de tuberiacutea e Instrumentacioacuten (PG-CCY-M-002)

El equipo de calentamiento instalado es artesanal y por lo

mismo ineficiente en cuanto al gradiente de temperaturas obtenido (5-10degF)8 con

la que se obtiene una temperatura de crudo 112degF resultante de la mezcla no

recomendable para deshidratacioacuten En la figura 33 se muestra calentador de la

estacioacuten de Cuyabeno

331 TIPO DE QUIacuteMICOS INYECTADOS

El Campo Cuyabeno presenta para la deshidratacioacuten de crudo dos puntos

principales para la inyeccioacuten del quiacutemico como son el muacuteltiple de produccioacuten y

prueba como tambieacuten el ingreso a la bota desgasificadora en la Tabla 33 se

detallan los quiacutemicos inyectados como Demulsificante Antiparafiacutenico Dispersante

Soacutelidos Antiespumante ademaacutes en la tabla mencionada se presenta cantidades

inyectadas y costos de cada uno de los quiacutemicos9 Los productos demulsificantes

son utilizados para separar las moleacuteculas de crudo y agua emulsionadas con un

tiempo de contacto en el tanque de lavado para la determinacioacuten de la cantidad

de quiacutemico inyectado es necesario conocer el sistema de recoleccioacuten de crudo a

objeto de caracterizar las corrientes y determinar mediante anaacutelisis de laboratorio

el porcentaje de emulsioacuten tipo de emulsioacuten porcentaje de Agua libre y Gravedad

API (Normas ASTM D4007-2 Determinacioacuten de agua y sedimentos en crudo por

centrifugacioacuten y ASTM D287-92-2000 Determinacioacuten de la Gravedad API en

crudos y derivados Meacutetodo del Hidroacutemetro)

La parafina es una cera soacutelida del petroacuteleo de alto peso molecular (nuacutemero de

aacutetomos de carbonos presentes en el crudo mayor de 18 aacutetomos de carbonos)

tienen una temperatura de ablandamiento desde 60deg F a 215deg F

aproximadamente Dependiendo donde se presente el problema de precipitacioacuten

de parafina se debe seleccionar el punto de inyeccioacuten para separarlo En la

estacioacuten Cuyabeno se inyecta productos quiacutemicos antiparafiacutenico en el muacuteltiple de

produccioacuten

Los productos antiespumantes son utilizados en los crudos tendientes a formar

espuma a objeto de disiparla generalmente se inyectan en el muacuteltiple de

produccioacuten a cierta distancia del producto quiacutemico demulsificante o en la liacutenea de

entrada de los separadores bifaacutesicos o trifaacutesicos Estos productos son utilizados

cuando hay presencia de soacutelidos en el crudo estos soacutelidos estabilizan las

emulsiones y forman altas interfaces en los tanques de lavado lo que es negativo

para la deshidratacioacuten de crudo Los soacutelidos estaacuten impregnados de crudo que se

mantienen en suspensioacuten en la interface crudo-agua la funcioacuten de los

dispersantes de soacutelidos es cambiar la humectabilidad del soacutelido para que este

emigre de la fase acuosa y se separe Es importante conocer mediante anaacutelisis de

laboratorio en contenido de soacutelidos presentes en el crudo asiacute como el origen de

ello dependeraacute la seleccioacuten del producto quiacutemico dispersante Para la inyeccioacuten de

quiacutemicos se utilizan bombas en cumplimiento de la norma API STD 675 ldquoPositive

Displacement Pumps Controlledrdquo y tanques de fibra de vidrio reforzado de acuerdo

a API 12P ldquoSpecification for Fiberglass Reinforced Plastic Tanksrdquo incluyendo

ademaacutes las conexiones de proceso servicio e instrumentacioacuten hasta las vaacutelvulas

de bloqueo yo instrumento final para conectar al sistema de distribucioacuten En la

Figura 34 se observa la disposicioacuten del sistema de inyeccioacuten de quiacutemicos

2543 Calentadores Indirectos

Este tipo de calentadores la emulsioacuten fluye traveacutes de tubos sumergido en agua

donde la transferencia de calor se produce indirectamente por medio del agua que

estaacute alrededor del quemador y recibe de este el calor

Los calentadores indirectos presentan una ventaja de mantener la temperatura

constante y no presenta peligro de explosioacuten Como desventaja se puede notar

que requiere de varias horas para calentar despueacutes de un periacuteodo inactivo

Haciendo imposible tratar una emulsioacuten inmediatamente Sus capacidades son

aproximadamente de 2000 barriles de emulsioacuten por diacutea para un aumento de

temperatura de 100 ordmF

2544 Tratadores Teacutermicos

Los tratadores teacutermicos son equipos que combinan el proceso de calentamiento

con un sistema de coalescencia que ademaacutes de calentar el fluido se le da un

tiempo de retencioacuten para que se realice la separacioacuten de crudo y agua

emulsionada Son equipos que permiten desgasificar y drenar agua decantada La

norma API 5L recomienda el uso de estos equipos cuando el porcentaje de agua

emulsionada es menor o igual al 20 ademaacutes para una mejor eficiencia del

proceso de deshidratacioacuten es necesario determinar la temperatura a la cual el

crudo alcanza como miacutenimo una viscosidad de 150 SSU (25 ndash 30 Cp)

Tratamiento Mecaacutenico

Existen en la industria petrolera diversos procesos mecaacutenicos y fiacutesicos para

reducir el nivel de agua y sedimentos (AyS) del crudo producido a los liacutemites

establecidos entre operadoras y compradoras Antiguamente se contaban con

medios pocos desarrollados para realizar las labores de deshidratacioacuten de crudo

pero simultaacuteneamente con el desarrollo de la industria y con la consiguiente

necesidad de tratar el petroacuteleo producido se fueron desarrollando nuevas teacutecnicas

tendientes a lograr procesos de tratamiento con resultados tan satisfactorio como

fuera posible

Los principios en las cuales se basan para realizar la separacioacuten fiacutesica de vapor

liacutequidos o soacutelidos son el momentum oacute cantidad de movimiento la fuerza de

gravedad y la coalescencia como ya hemos mencionado Toda separacioacuten puede

emplear uno o maacutes de estos principios pero siempre las fases de los fluidos

deben ser inmiscibles y de diferentes densidades para que ocurra la separacioacuten

Dentro de esta gama de separadores mecaacutenicos se pueden mencionar por ser

los maacutes usados dentro de la industria petrolera los siguientes

A Separadores API

B Calentadores

C Despojadores de agua libre DAL

D Centrifugadores

E Platos Paralelos y Corrugados

En adelante se presentaraacuten algunos de los dispositivos de separacioacuten mecaacutenica

que se acaban de mencionar como lo son los separadores API y calentadores

dejando para capiacutetulos continuos la base teoacuterica de los otros restantes son los de

mayor intereacutes en esta investigacioacuten

A-Separadores API (Maston 1990)

Los separadores API son usados ampliamente en las refineriacuteas y son aceptados

generalmente como la norma en lo que a dispositivos de separacioacuten de

crudoagua se refiere Muchos autores dan recomendaciones de criterios de

disentildeo para estas unidades las cuales estaacuten compuestas de uno o maacutes canales

de flujo con una seccioacuten rectangular tanto horizontal como vertical Estos

recomiendan un ancho de canal de 6 a 20 ft (18 a 61 m) y una profundidad de 3 a

8 ft (091 a 244 m) Tambieacuten la relacioacuten anchoprofundidad esta restringida a

valores de 03 a 05 Modelos experimentales de separadores han mostrado bajas

eficiencias para relaciones anchoprofundidad por debajo de 02 El agua drenada

de los tanques fluye longitudinalmente a traveacutes de este canal mientras que las

gotas de crudo suben a la superficie para ser removidas

El criterio de disentildeo de los API (apeacutendice J) fue concebido para confirmar la

inherente suposicioacuten en este tipo de separadores crudoagua de que el mismo

criterio podriacutea ser aplicado a los DAL horizontales Este criterio incorpora un

disentildeo con diaacutemetro de gota de 0015 cm y asume que la velocidad de asenso

obedece a la ley de Stokes Las especificaciones de los separadores permiten que

las gotas de crudo lleguen a la superficie donde seraacuten removidas al final del

recorrido longitudinal El flujo es un factor intriacutenseco dentro de este criterio de

disentildeo el cual es un factor de compensacioacuten para cortocircuitos y turbulencia

necesaria

B-Calentadores

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

forma en que se aplica el calor

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

directo de la corriente alimentada con el calentador Aunque este tipo presenta

problemas de sedimentos y de corrosioacuten pueden manejar mayores voluacutemenes de

fluidos con menor gasto de combustible que los calentadores indirectos

Estos calentadores directos operan eficientemente en procesos operando en baja

presioacuten y donde los fluidos manejados no son muy corrosivos

El esquema tiacutepico de calentadores-tratadores directos tipo vertical y horizontal

se muestra en las figuras 27 y 28 respectivamente

El disentildeo normal de un tratador-calentador tipo vertical cumple las siguientes

funciones

1 Desgasificado de la emulsioacuten de entrada

2 Remocioacuten de arenas sedimentos y agua libre previo al calentamiento

3 Lavado con agua y calentamiento de la emulsioacuten

4 Coalescencia y asentamiento de las gotas de agua Coalescencia mecaacutenica

puede ser usada en eacutesta seccioacuten

El aceite deshidratado caliente puede ser usado para precalentar la emulsioacuten de

entrada usando un intercambiador de calor

Los calentadores-tratadores no son recomendables para remover grandes

cantidades de agua libre y eacutesta limitante llega a ser maacutes aguda en yacimientos

viejos con gran produccioacuten de agua congeacutenita En estos casos la instalacioacuten previa

de un DAL es una solucioacuten ideal

Las mismas funciones baacutesicas son previstas en un calentador directo tipo

horizontal como se muestra en la figura 29 La alimentacioacuten es parcialmente

desgasificada luego dirigida hacia la parte de abajo para la precipitacioacuten del agua

libre y la arena Despueacutes la alimentacioacuten es calentada y sufre una uacuteltima

desgasificacioacuten Posteriormente a traveacutes de un distribuidor pasa a un colector de

agua para finalmente pasar a la seccioacuten de coalescencia

Las partiacuteculas soacutelidas tales como arena escama productos de corrosioacuten se

depositaraacuten 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 alimentacioacuten

2 Bloquear la transferencia de calor y causar quemado del equipo de

calentamiento

3 Interferir los controles de nivel aacutenodos vaacutelvulas medidores y bombas

Asimismo pueden incrementar el crecimiento bacteriano y la velocidad de

corrosioacuten

Para prevenir la deposicioacuten de estos sedimentos se pueden instalar

hidrojets que operando a 30 psi por arriba de la presioacuten de operacioacuten del

calentador pueden remover los sedimentos para su drenado por la parte inferior

del recipiente

En los calentadores de tipo indirecto primero se calienta un fluido

Posteriormente a traveacutes de un intercambiador de calor el fluido de calentamiento

transfiere calor a la corriente de alimentacioacuten

En este tipo de calentadores disminuye el riesgo de explosioacuten y son utilizados en

instalaciones donde es posible recuperar calor tales como el gas caliente de

salida de las turbinas

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

ventajas

1 Reduce la viscosidad de la fase continua un incremento en la temperatura de

10degF baja la viscosidad de la emulsioacuten por un factor de 2

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

coalescencia

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

4 Promueve una mejor distribucioacuten del desemulsificante

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

Esto se logra manteniendo la temperatura del crudo por arriba de su punto de

nube

6 Debilita la peliacutecula de emulsificante que rodea a las gotas de agua

Sin embargo el calentamiento presenta las siguientes desventajas

1 Provoca la migracioacuten de los compuestos maacutes volaacutetiles del crudo hacia la fase

gaseosa Esta peacuterdida de ligeros en el crudo provoca una disminucioacuten de volumen

del crudo calentado (encogimiento) y una disminucioacuten en su gravedad API

2 Incrementa los costos de combustible

3 Incrementa los riesgos en las instalaciones

4 Requieren mayor instrumentacioacuten y control

5 Causa depoacutesitos de coke

PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN Y DESLADO DEL PETROacuteLEO CRUDO EN

REFINERIacuteA MADERO (PEMEX)

PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN DE LA ESTACIOacuteN DE PRODUCCION

CUYABENO-TRATAMIENTO QUIMICO

31 UBICACIOacuteN Y CONDICIONES DE OPERACIOacuteN

El aacuterea Cuyabeno tiene una estacioacuten de produccioacuten donde se procesa todo el

crudo agua y gas que producen los 21 pozos activos6 de los cuales 13 pozos

producen por bombeo hidraacuteulico (Power Oil BH) y 8 por bombeo electro

sumergible (BES) Este campo maneja actualmente una produccioacuten promedio de

8597 BPD de petroacuteleo de 258 degAPI 24911 BPD de agua de formacioacuten y 2322

MPCGD de gas asociado7 En la figura 31 se muestra la ubicacioacuten geograacutefica del

campo Cuyabeno

DESCRIPCIOacuteN DEL PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN

Luego de la etapa de separacioacuten la mezcla crudo-agua incluyendo el fluido

separado en el equipo trifaacutesico que se vuelve a unir a la descarga de los

separadores bifaacutesicos e ingresa a la bota desgasificadora donde se extrae el

remanente de gas en el fluido el cual es transferido a la tea de baja y por otro la

emulsioacuten crudo-agua a una presioacuten estimada de entre 20-18 psig sigue hacia el

tanque de lavado que tiene una capacidad en volumen de 18130 Bbls (H= 36

pies Oslash= 60 pies) el cual opera con un colchoacuten de agua promedio de 9 pies En

este recipiente por gravedad e inyeccioacuten de quiacutemicos principalmente el

demulsificante separa el crudo del agua El proceso de deshidratacioacuten actual

indica que el agua excedente del colchoacuten operativo (9 pies promedio) es utilizada

una parte para calentarla con un calentador artesanal usando un miacutenimo de gas

liberado desde los separadores de produccioacuten y prueba que pasan por tres

recipientes denominados depuradores o Scrubber tipo vertical donde se libera al

gas del contenido del liacutequido remanente que puede existir el agua caliente se

mezclaraacute con la emulsioacuten crudo-agua a la entrada del tanque de lavado con el fin

de facilitar la deshidratacioacuten a traveacutes de un equipo denominado Mezclador Estaacutetico

y el resto seraacute enviada al sistema de agua de reinyeccioacuten en el Anexo 7 se

muestra el Diagrama de tuberiacutea e Instrumentacioacuten (PG-CCY-M-002)

El equipo de calentamiento instalado es artesanal y por lo

mismo ineficiente en cuanto al gradiente de temperaturas obtenido (5-10degF)8 con

la que se obtiene una temperatura de crudo 112degF resultante de la mezcla no

recomendable para deshidratacioacuten En la figura 33 se muestra calentador de la

estacioacuten de Cuyabeno

331 TIPO DE QUIacuteMICOS INYECTADOS

El Campo Cuyabeno presenta para la deshidratacioacuten de crudo dos puntos

principales para la inyeccioacuten del quiacutemico como son el muacuteltiple de produccioacuten y

prueba como tambieacuten el ingreso a la bota desgasificadora en la Tabla 33 se

detallan los quiacutemicos inyectados como Demulsificante Antiparafiacutenico Dispersante

Soacutelidos Antiespumante ademaacutes en la tabla mencionada se presenta cantidades

inyectadas y costos de cada uno de los quiacutemicos9 Los productos demulsificantes

son utilizados para separar las moleacuteculas de crudo y agua emulsionadas con un

tiempo de contacto en el tanque de lavado para la determinacioacuten de la cantidad

de quiacutemico inyectado es necesario conocer el sistema de recoleccioacuten de crudo a

objeto de caracterizar las corrientes y determinar mediante anaacutelisis de laboratorio

el porcentaje de emulsioacuten tipo de emulsioacuten porcentaje de Agua libre y Gravedad

API (Normas ASTM D4007-2 Determinacioacuten de agua y sedimentos en crudo por

centrifugacioacuten y ASTM D287-92-2000 Determinacioacuten de la Gravedad API en

crudos y derivados Meacutetodo del Hidroacutemetro)

La parafina es una cera soacutelida del petroacuteleo de alto peso molecular (nuacutemero de

aacutetomos de carbonos presentes en el crudo mayor de 18 aacutetomos de carbonos)

tienen una temperatura de ablandamiento desde 60deg F a 215deg F

aproximadamente Dependiendo donde se presente el problema de precipitacioacuten

de parafina se debe seleccionar el punto de inyeccioacuten para separarlo En la

estacioacuten Cuyabeno se inyecta productos quiacutemicos antiparafiacutenico en el muacuteltiple de

produccioacuten

Los productos antiespumantes son utilizados en los crudos tendientes a formar

espuma a objeto de disiparla generalmente se inyectan en el muacuteltiple de

produccioacuten a cierta distancia del producto quiacutemico demulsificante o en la liacutenea de

entrada de los separadores bifaacutesicos o trifaacutesicos Estos productos son utilizados

cuando hay presencia de soacutelidos en el crudo estos soacutelidos estabilizan las

emulsiones y forman altas interfaces en los tanques de lavado lo que es negativo

para la deshidratacioacuten de crudo Los soacutelidos estaacuten impregnados de crudo que se

mantienen en suspensioacuten en la interface crudo-agua la funcioacuten de los

dispersantes de soacutelidos es cambiar la humectabilidad del soacutelido para que este

emigre de la fase acuosa y se separe Es importante conocer mediante anaacutelisis de

laboratorio en contenido de soacutelidos presentes en el crudo asiacute como el origen de

ello dependeraacute la seleccioacuten del producto quiacutemico dispersante Para la inyeccioacuten de

quiacutemicos se utilizan bombas en cumplimiento de la norma API STD 675 ldquoPositive

Displacement Pumps Controlledrdquo y tanques de fibra de vidrio reforzado de acuerdo

a API 12P ldquoSpecification for Fiberglass Reinforced Plastic Tanksrdquo incluyendo

ademaacutes las conexiones de proceso servicio e instrumentacioacuten hasta las vaacutelvulas

de bloqueo yo instrumento final para conectar al sistema de distribucioacuten En la

Figura 34 se observa la disposicioacuten del sistema de inyeccioacuten de quiacutemicos

Tratamiento Mecaacutenico

Existen en la industria petrolera diversos procesos mecaacutenicos y fiacutesicos para

reducir el nivel de agua y sedimentos (AyS) del crudo producido a los liacutemites

establecidos entre operadoras y compradoras Antiguamente se contaban con

medios pocos desarrollados para realizar las labores de deshidratacioacuten de crudo

pero simultaacuteneamente con el desarrollo de la industria y con la consiguiente

necesidad de tratar el petroacuteleo producido se fueron desarrollando nuevas teacutecnicas

tendientes a lograr procesos de tratamiento con resultados tan satisfactorio como

fuera posible

Los principios en las cuales se basan para realizar la separacioacuten fiacutesica de vapor

liacutequidos o soacutelidos son el momentum oacute cantidad de movimiento la fuerza de

gravedad y la coalescencia como ya hemos mencionado Toda separacioacuten puede

emplear uno o maacutes de estos principios pero siempre las fases de los fluidos

deben ser inmiscibles y de diferentes densidades para que ocurra la separacioacuten

Dentro de esta gama de separadores mecaacutenicos se pueden mencionar por ser

los maacutes usados dentro de la industria petrolera los siguientes

A Separadores API

B Calentadores

C Despojadores de agua libre DAL

D Centrifugadores

E Platos Paralelos y Corrugados

En adelante se presentaraacuten algunos de los dispositivos de separacioacuten mecaacutenica

que se acaban de mencionar como lo son los separadores API y calentadores

dejando para capiacutetulos continuos la base teoacuterica de los otros restantes son los de

mayor intereacutes en esta investigacioacuten

A-Separadores API (Maston 1990)

Los separadores API son usados ampliamente en las refineriacuteas y son aceptados

generalmente como la norma en lo que a dispositivos de separacioacuten de

crudoagua se refiere Muchos autores dan recomendaciones de criterios de

disentildeo para estas unidades las cuales estaacuten compuestas de uno o maacutes canales

de flujo con una seccioacuten rectangular tanto horizontal como vertical Estos

recomiendan un ancho de canal de 6 a 20 ft (18 a 61 m) y una profundidad de 3 a

8 ft (091 a 244 m) Tambieacuten la relacioacuten anchoprofundidad esta restringida a

valores de 03 a 05 Modelos experimentales de separadores han mostrado bajas

eficiencias para relaciones anchoprofundidad por debajo de 02 El agua drenada

de los tanques fluye longitudinalmente a traveacutes de este canal mientras que las

gotas de crudo suben a la superficie para ser removidas

El criterio de disentildeo de los API (apeacutendice J) fue concebido para confirmar la

inherente suposicioacuten en este tipo de separadores crudoagua de que el mismo

criterio podriacutea ser aplicado a los DAL horizontales Este criterio incorpora un

disentildeo con diaacutemetro de gota de 0015 cm y asume que la velocidad de asenso

obedece a la ley de Stokes Las especificaciones de los separadores permiten que

las gotas de crudo lleguen a la superficie donde seraacuten removidas al final del

recorrido longitudinal El flujo es un factor intriacutenseco dentro de este criterio de

disentildeo el cual es un factor de compensacioacuten para cortocircuitos y turbulencia

necesaria

B-Calentadores

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

forma en que se aplica el calor

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

directo de la corriente alimentada con el calentador Aunque este tipo presenta

problemas de sedimentos y de corrosioacuten pueden manejar mayores voluacutemenes de

fluidos con menor gasto de combustible que los calentadores indirectos

Estos calentadores directos operan eficientemente en procesos operando en baja

presioacuten y donde los fluidos manejados no son muy corrosivos

El esquema tiacutepico de calentadores-tratadores directos tipo vertical y horizontal

se muestra en las figuras 27 y 28 respectivamente

El disentildeo normal de un tratador-calentador tipo vertical cumple las siguientes

funciones

1 Desgasificado de la emulsioacuten de entrada

2 Remocioacuten de arenas sedimentos y agua libre previo al calentamiento

3 Lavado con agua y calentamiento de la emulsioacuten

4 Coalescencia y asentamiento de las gotas de agua Coalescencia mecaacutenica

puede ser usada en eacutesta seccioacuten

El aceite deshidratado caliente puede ser usado para precalentar la emulsioacuten de

entrada usando un intercambiador de calor

Los calentadores-tratadores no son recomendables para remover grandes

cantidades de agua libre y eacutesta limitante llega a ser maacutes aguda en yacimientos

viejos con gran produccioacuten de agua congeacutenita En estos casos la instalacioacuten previa

de un DAL es una solucioacuten ideal

Las mismas funciones baacutesicas son previstas en un calentador directo tipo

horizontal como se muestra en la figura 29 La alimentacioacuten es parcialmente

desgasificada luego dirigida hacia la parte de abajo para la precipitacioacuten del agua

libre y la arena Despueacutes la alimentacioacuten es calentada y sufre una uacuteltima

desgasificacioacuten Posteriormente a traveacutes de un distribuidor pasa a un colector de

agua para finalmente pasar a la seccioacuten de coalescencia

Las partiacuteculas soacutelidas tales como arena escama productos de corrosioacuten se

depositaraacuten 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 alimentacioacuten

2 Bloquear la transferencia de calor y causar quemado del equipo de

calentamiento

3 Interferir los controles de nivel aacutenodos vaacutelvulas medidores y bombas

Asimismo pueden incrementar el crecimiento bacteriano y la velocidad de

corrosioacuten

Para prevenir la deposicioacuten de estos sedimentos se pueden instalar

hidrojets que operando a 30 psi por arriba de la presioacuten de operacioacuten del

calentador pueden remover los sedimentos para su drenado por la parte inferior

del recipiente

En los calentadores de tipo indirecto primero se calienta un fluido

Posteriormente a traveacutes de un intercambiador de calor el fluido de calentamiento

transfiere calor a la corriente de alimentacioacuten

En este tipo de calentadores disminuye el riesgo de explosioacuten y son utilizados en

instalaciones donde es posible recuperar calor tales como el gas caliente de

salida de las turbinas

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

ventajas

1 Reduce la viscosidad de la fase continua un incremento en la temperatura de

10degF baja la viscosidad de la emulsioacuten por un factor de 2

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

coalescencia

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

4 Promueve una mejor distribucioacuten del desemulsificante

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

Esto se logra manteniendo la temperatura del crudo por arriba de su punto de

nube

6 Debilita la peliacutecula de emulsificante que rodea a las gotas de agua

Sin embargo el calentamiento presenta las siguientes desventajas

1 Provoca la migracioacuten de los compuestos maacutes volaacutetiles del crudo hacia la fase

gaseosa Esta peacuterdida de ligeros en el crudo provoca una disminucioacuten de volumen

del crudo calentado (encogimiento) y una disminucioacuten en su gravedad API

2 Incrementa los costos de combustible

3 Incrementa los riesgos en las instalaciones

4 Requieren mayor instrumentacioacuten y control

5 Causa depoacutesitos de coke

PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN Y DESLADO DEL PETROacuteLEO CRUDO EN

REFINERIacuteA MADERO (PEMEX)

PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN DE LA ESTACIOacuteN DE PRODUCCION

CUYABENO-TRATAMIENTO QUIMICO

31 UBICACIOacuteN Y CONDICIONES DE OPERACIOacuteN

El aacuterea Cuyabeno tiene una estacioacuten de produccioacuten donde se procesa todo el

crudo agua y gas que producen los 21 pozos activos6 de los cuales 13 pozos

producen por bombeo hidraacuteulico (Power Oil BH) y 8 por bombeo electro

sumergible (BES) Este campo maneja actualmente una produccioacuten promedio de

8597 BPD de petroacuteleo de 258 degAPI 24911 BPD de agua de formacioacuten y 2322

MPCGD de gas asociado7 En la figura 31 se muestra la ubicacioacuten geograacutefica del

campo Cuyabeno

DESCRIPCIOacuteN DEL PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN

Luego de la etapa de separacioacuten la mezcla crudo-agua incluyendo el fluido

separado en el equipo trifaacutesico que se vuelve a unir a la descarga de los

separadores bifaacutesicos e ingresa a la bota desgasificadora donde se extrae el

remanente de gas en el fluido el cual es transferido a la tea de baja y por otro la

emulsioacuten crudo-agua a una presioacuten estimada de entre 20-18 psig sigue hacia el

tanque de lavado que tiene una capacidad en volumen de 18130 Bbls (H= 36

pies Oslash= 60 pies) el cual opera con un colchoacuten de agua promedio de 9 pies En

este recipiente por gravedad e inyeccioacuten de quiacutemicos principalmente el

demulsificante separa el crudo del agua El proceso de deshidratacioacuten actual

indica que el agua excedente del colchoacuten operativo (9 pies promedio) es utilizada

una parte para calentarla con un calentador artesanal usando un miacutenimo de gas

liberado desde los separadores de produccioacuten y prueba que pasan por tres

recipientes denominados depuradores o Scrubber tipo vertical donde se libera al

gas del contenido del liacutequido remanente que puede existir el agua caliente se

mezclaraacute con la emulsioacuten crudo-agua a la entrada del tanque de lavado con el fin

de facilitar la deshidratacioacuten a traveacutes de un equipo denominado Mezclador Estaacutetico

y el resto seraacute enviada al sistema de agua de reinyeccioacuten en el Anexo 7 se

muestra el Diagrama de tuberiacutea e Instrumentacioacuten (PG-CCY-M-002)

El equipo de calentamiento instalado es artesanal y por lo

mismo ineficiente en cuanto al gradiente de temperaturas obtenido (5-10degF)8 con

la que se obtiene una temperatura de crudo 112degF resultante de la mezcla no

recomendable para deshidratacioacuten En la figura 33 se muestra calentador de la

estacioacuten de Cuyabeno

331 TIPO DE QUIacuteMICOS INYECTADOS

El Campo Cuyabeno presenta para la deshidratacioacuten de crudo dos puntos

principales para la inyeccioacuten del quiacutemico como son el muacuteltiple de produccioacuten y

prueba como tambieacuten el ingreso a la bota desgasificadora en la Tabla 33 se

detallan los quiacutemicos inyectados como Demulsificante Antiparafiacutenico Dispersante

Soacutelidos Antiespumante ademaacutes en la tabla mencionada se presenta cantidades

inyectadas y costos de cada uno de los quiacutemicos9 Los productos demulsificantes

son utilizados para separar las moleacuteculas de crudo y agua emulsionadas con un

tiempo de contacto en el tanque de lavado para la determinacioacuten de la cantidad

de quiacutemico inyectado es necesario conocer el sistema de recoleccioacuten de crudo a

objeto de caracterizar las corrientes y determinar mediante anaacutelisis de laboratorio

el porcentaje de emulsioacuten tipo de emulsioacuten porcentaje de Agua libre y Gravedad

API (Normas ASTM D4007-2 Determinacioacuten de agua y sedimentos en crudo por

centrifugacioacuten y ASTM D287-92-2000 Determinacioacuten de la Gravedad API en

crudos y derivados Meacutetodo del Hidroacutemetro)

La parafina es una cera soacutelida del petroacuteleo de alto peso molecular (nuacutemero de

aacutetomos de carbonos presentes en el crudo mayor de 18 aacutetomos de carbonos)

tienen una temperatura de ablandamiento desde 60deg F a 215deg F

aproximadamente Dependiendo donde se presente el problema de precipitacioacuten

de parafina se debe seleccionar el punto de inyeccioacuten para separarlo En la

estacioacuten Cuyabeno se inyecta productos quiacutemicos antiparafiacutenico en el muacuteltiple de

produccioacuten

Los productos antiespumantes son utilizados en los crudos tendientes a formar

espuma a objeto de disiparla generalmente se inyectan en el muacuteltiple de

produccioacuten a cierta distancia del producto quiacutemico demulsificante o en la liacutenea de

entrada de los separadores bifaacutesicos o trifaacutesicos Estos productos son utilizados

cuando hay presencia de soacutelidos en el crudo estos soacutelidos estabilizan las

emulsiones y forman altas interfaces en los tanques de lavado lo que es negativo

para la deshidratacioacuten de crudo Los soacutelidos estaacuten impregnados de crudo que se

mantienen en suspensioacuten en la interface crudo-agua la funcioacuten de los

dispersantes de soacutelidos es cambiar la humectabilidad del soacutelido para que este

emigre de la fase acuosa y se separe Es importante conocer mediante anaacutelisis de

laboratorio en contenido de soacutelidos presentes en el crudo asiacute como el origen de

ello dependeraacute la seleccioacuten del producto quiacutemico dispersante Para la inyeccioacuten de

quiacutemicos se utilizan bombas en cumplimiento de la norma API STD 675 ldquoPositive

Displacement Pumps Controlledrdquo y tanques de fibra de vidrio reforzado de acuerdo

a API 12P ldquoSpecification for Fiberglass Reinforced Plastic Tanksrdquo incluyendo

ademaacutes las conexiones de proceso servicio e instrumentacioacuten hasta las vaacutelvulas

de bloqueo yo instrumento final para conectar al sistema de distribucioacuten En la

Figura 34 se observa la disposicioacuten del sistema de inyeccioacuten de quiacutemicos

Dentro de esta gama de separadores mecaacutenicos se pueden mencionar por ser

los maacutes usados dentro de la industria petrolera los siguientes

A Separadores API

B Calentadores

C Despojadores de agua libre DAL

D Centrifugadores

E Platos Paralelos y Corrugados

En adelante se presentaraacuten algunos de los dispositivos de separacioacuten mecaacutenica

que se acaban de mencionar como lo son los separadores API y calentadores

dejando para capiacutetulos continuos la base teoacuterica de los otros restantes son los de

mayor intereacutes en esta investigacioacuten

A-Separadores API (Maston 1990)

Los separadores API son usados ampliamente en las refineriacuteas y son aceptados

generalmente como la norma en lo que a dispositivos de separacioacuten de

crudoagua se refiere Muchos autores dan recomendaciones de criterios de

disentildeo para estas unidades las cuales estaacuten compuestas de uno o maacutes canales

de flujo con una seccioacuten rectangular tanto horizontal como vertical Estos

recomiendan un ancho de canal de 6 a 20 ft (18 a 61 m) y una profundidad de 3 a

8 ft (091 a 244 m) Tambieacuten la relacioacuten anchoprofundidad esta restringida a

valores de 03 a 05 Modelos experimentales de separadores han mostrado bajas

eficiencias para relaciones anchoprofundidad por debajo de 02 El agua drenada

de los tanques fluye longitudinalmente a traveacutes de este canal mientras que las

gotas de crudo suben a la superficie para ser removidas

El criterio de disentildeo de los API (apeacutendice J) fue concebido para confirmar la

inherente suposicioacuten en este tipo de separadores crudoagua de que el mismo

criterio podriacutea ser aplicado a los DAL horizontales Este criterio incorpora un

disentildeo con diaacutemetro de gota de 0015 cm y asume que la velocidad de asenso

obedece a la ley de Stokes Las especificaciones de los separadores permiten que

las gotas de crudo lleguen a la superficie donde seraacuten removidas al final del

recorrido longitudinal El flujo es un factor intriacutenseco dentro de este criterio de

disentildeo el cual es un factor de compensacioacuten para cortocircuitos y turbulencia

necesaria

B-Calentadores

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

forma en que se aplica el calor

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

directo de la corriente alimentada con el calentador Aunque este tipo presenta

problemas de sedimentos y de corrosioacuten pueden manejar mayores voluacutemenes de

fluidos con menor gasto de combustible que los calentadores indirectos

Estos calentadores directos operan eficientemente en procesos operando en baja

presioacuten y donde los fluidos manejados no son muy corrosivos

El esquema tiacutepico de calentadores-tratadores directos tipo vertical y horizontal

se muestra en las figuras 27 y 28 respectivamente

El disentildeo normal de un tratador-calentador tipo vertical cumple las siguientes

funciones

1 Desgasificado de la emulsioacuten de entrada

2 Remocioacuten de arenas sedimentos y agua libre previo al calentamiento

3 Lavado con agua y calentamiento de la emulsioacuten

4 Coalescencia y asentamiento de las gotas de agua Coalescencia mecaacutenica

puede ser usada en eacutesta seccioacuten

El aceite deshidratado caliente puede ser usado para precalentar la emulsioacuten de

entrada usando un intercambiador de calor

Los calentadores-tratadores no son recomendables para remover grandes

cantidades de agua libre y eacutesta limitante llega a ser maacutes aguda en yacimientos

viejos con gran produccioacuten de agua congeacutenita En estos casos la instalacioacuten previa

de un DAL es una solucioacuten ideal

Las mismas funciones baacutesicas son previstas en un calentador directo tipo

horizontal como se muestra en la figura 29 La alimentacioacuten es parcialmente

desgasificada luego dirigida hacia la parte de abajo para la precipitacioacuten del agua

libre y la arena Despueacutes la alimentacioacuten es calentada y sufre una uacuteltima

desgasificacioacuten Posteriormente a traveacutes de un distribuidor pasa a un colector de

agua para finalmente pasar a la seccioacuten de coalescencia

Las partiacuteculas soacutelidas tales como arena escama productos de corrosioacuten se

depositaraacuten 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 alimentacioacuten

2 Bloquear la transferencia de calor y causar quemado del equipo de

calentamiento

3 Interferir los controles de nivel aacutenodos vaacutelvulas medidores y bombas

Asimismo pueden incrementar el crecimiento bacteriano y la velocidad de

corrosioacuten

Para prevenir la deposicioacuten de estos sedimentos se pueden instalar

hidrojets que operando a 30 psi por arriba de la presioacuten de operacioacuten del

calentador pueden remover los sedimentos para su drenado por la parte inferior

del recipiente

En los calentadores de tipo indirecto primero se calienta un fluido

Posteriormente a traveacutes de un intercambiador de calor el fluido de calentamiento

transfiere calor a la corriente de alimentacioacuten

En este tipo de calentadores disminuye el riesgo de explosioacuten y son utilizados en

instalaciones donde es posible recuperar calor tales como el gas caliente de

salida de las turbinas

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

ventajas

1 Reduce la viscosidad de la fase continua un incremento en la temperatura de

10degF baja la viscosidad de la emulsioacuten por un factor de 2

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

coalescencia

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

4 Promueve una mejor distribucioacuten del desemulsificante

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

Esto se logra manteniendo la temperatura del crudo por arriba de su punto de

nube

6 Debilita la peliacutecula de emulsificante que rodea a las gotas de agua

Sin embargo el calentamiento presenta las siguientes desventajas

1 Provoca la migracioacuten de los compuestos maacutes volaacutetiles del crudo hacia la fase

gaseosa Esta peacuterdida de ligeros en el crudo provoca una disminucioacuten de volumen

del crudo calentado (encogimiento) y una disminucioacuten en su gravedad API

2 Incrementa los costos de combustible

3 Incrementa los riesgos en las instalaciones

4 Requieren mayor instrumentacioacuten y control

5 Causa depoacutesitos de coke

PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN Y DESLADO DEL PETROacuteLEO CRUDO EN

REFINERIacuteA MADERO (PEMEX)

PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN DE LA ESTACIOacuteN DE PRODUCCION

CUYABENO-TRATAMIENTO QUIMICO

31 UBICACIOacuteN Y CONDICIONES DE OPERACIOacuteN

El aacuterea Cuyabeno tiene una estacioacuten de produccioacuten donde se procesa todo el

crudo agua y gas que producen los 21 pozos activos6 de los cuales 13 pozos

producen por bombeo hidraacuteulico (Power Oil BH) y 8 por bombeo electro

sumergible (BES) Este campo maneja actualmente una produccioacuten promedio de

8597 BPD de petroacuteleo de 258 degAPI 24911 BPD de agua de formacioacuten y 2322

MPCGD de gas asociado7 En la figura 31 se muestra la ubicacioacuten geograacutefica del

campo Cuyabeno

DESCRIPCIOacuteN DEL PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN

Luego de la etapa de separacioacuten la mezcla crudo-agua incluyendo el fluido

separado en el equipo trifaacutesico que se vuelve a unir a la descarga de los

separadores bifaacutesicos e ingresa a la bota desgasificadora donde se extrae el

remanente de gas en el fluido el cual es transferido a la tea de baja y por otro la

emulsioacuten crudo-agua a una presioacuten estimada de entre 20-18 psig sigue hacia el

tanque de lavado que tiene una capacidad en volumen de 18130 Bbls (H= 36

pies Oslash= 60 pies) el cual opera con un colchoacuten de agua promedio de 9 pies En

este recipiente por gravedad e inyeccioacuten de quiacutemicos principalmente el

demulsificante separa el crudo del agua El proceso de deshidratacioacuten actual

indica que el agua excedente del colchoacuten operativo (9 pies promedio) es utilizada

una parte para calentarla con un calentador artesanal usando un miacutenimo de gas

liberado desde los separadores de produccioacuten y prueba que pasan por tres

recipientes denominados depuradores o Scrubber tipo vertical donde se libera al

gas del contenido del liacutequido remanente que puede existir el agua caliente se

mezclaraacute con la emulsioacuten crudo-agua a la entrada del tanque de lavado con el fin

de facilitar la deshidratacioacuten a traveacutes de un equipo denominado Mezclador Estaacutetico

y el resto seraacute enviada al sistema de agua de reinyeccioacuten en el Anexo 7 se

muestra el Diagrama de tuberiacutea e Instrumentacioacuten (PG-CCY-M-002)

El equipo de calentamiento instalado es artesanal y por lo

mismo ineficiente en cuanto al gradiente de temperaturas obtenido (5-10degF)8 con

la que se obtiene una temperatura de crudo 112degF resultante de la mezcla no

recomendable para deshidratacioacuten En la figura 33 se muestra calentador de la

estacioacuten de Cuyabeno

331 TIPO DE QUIacuteMICOS INYECTADOS

El Campo Cuyabeno presenta para la deshidratacioacuten de crudo dos puntos

principales para la inyeccioacuten del quiacutemico como son el muacuteltiple de produccioacuten y

prueba como tambieacuten el ingreso a la bota desgasificadora en la Tabla 33 se

detallan los quiacutemicos inyectados como Demulsificante Antiparafiacutenico Dispersante

Soacutelidos Antiespumante ademaacutes en la tabla mencionada se presenta cantidades

inyectadas y costos de cada uno de los quiacutemicos9 Los productos demulsificantes

son utilizados para separar las moleacuteculas de crudo y agua emulsionadas con un

tiempo de contacto en el tanque de lavado para la determinacioacuten de la cantidad

de quiacutemico inyectado es necesario conocer el sistema de recoleccioacuten de crudo a

objeto de caracterizar las corrientes y determinar mediante anaacutelisis de laboratorio

el porcentaje de emulsioacuten tipo de emulsioacuten porcentaje de Agua libre y Gravedad

API (Normas ASTM D4007-2 Determinacioacuten de agua y sedimentos en crudo por

centrifugacioacuten y ASTM D287-92-2000 Determinacioacuten de la Gravedad API en

crudos y derivados Meacutetodo del Hidroacutemetro)

La parafina es una cera soacutelida del petroacuteleo de alto peso molecular (nuacutemero de

aacutetomos de carbonos presentes en el crudo mayor de 18 aacutetomos de carbonos)

tienen una temperatura de ablandamiento desde 60deg F a 215deg F

aproximadamente Dependiendo donde se presente el problema de precipitacioacuten

de parafina se debe seleccionar el punto de inyeccioacuten para separarlo En la

estacioacuten Cuyabeno se inyecta productos quiacutemicos antiparafiacutenico en el muacuteltiple de

produccioacuten

Los productos antiespumantes son utilizados en los crudos tendientes a formar

espuma a objeto de disiparla generalmente se inyectan en el muacuteltiple de

produccioacuten a cierta distancia del producto quiacutemico demulsificante o en la liacutenea de

entrada de los separadores bifaacutesicos o trifaacutesicos Estos productos son utilizados

cuando hay presencia de soacutelidos en el crudo estos soacutelidos estabilizan las

emulsiones y forman altas interfaces en los tanques de lavado lo que es negativo

para la deshidratacioacuten de crudo Los soacutelidos estaacuten impregnados de crudo que se

mantienen en suspensioacuten en la interface crudo-agua la funcioacuten de los

dispersantes de soacutelidos es cambiar la humectabilidad del soacutelido para que este

emigre de la fase acuosa y se separe Es importante conocer mediante anaacutelisis de

laboratorio en contenido de soacutelidos presentes en el crudo asiacute como el origen de

ello dependeraacute la seleccioacuten del producto quiacutemico dispersante Para la inyeccioacuten de

quiacutemicos se utilizan bombas en cumplimiento de la norma API STD 675 ldquoPositive

Displacement Pumps Controlledrdquo y tanques de fibra de vidrio reforzado de acuerdo

a API 12P ldquoSpecification for Fiberglass Reinforced Plastic Tanksrdquo incluyendo

ademaacutes las conexiones de proceso servicio e instrumentacioacuten hasta las vaacutelvulas

de bloqueo yo instrumento final para conectar al sistema de distribucioacuten En la

Figura 34 se observa la disposicioacuten del sistema de inyeccioacuten de quiacutemicos

recorrido longitudinal El flujo es un factor intriacutenseco dentro de este criterio de

disentildeo el cual es un factor de compensacioacuten para cortocircuitos y turbulencia

necesaria

B-Calentadores

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

forma en que se aplica el calor

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

directo de la corriente alimentada con el calentador Aunque este tipo presenta

problemas de sedimentos y de corrosioacuten pueden manejar mayores voluacutemenes de

fluidos con menor gasto de combustible que los calentadores indirectos

Estos calentadores directos operan eficientemente en procesos operando en baja

presioacuten y donde los fluidos manejados no son muy corrosivos

El esquema tiacutepico de calentadores-tratadores directos tipo vertical y horizontal

se muestra en las figuras 27 y 28 respectivamente

El disentildeo normal de un tratador-calentador tipo vertical cumple las siguientes

funciones

1 Desgasificado de la emulsioacuten de entrada

2 Remocioacuten de arenas sedimentos y agua libre previo al calentamiento

3 Lavado con agua y calentamiento de la emulsioacuten

4 Coalescencia y asentamiento de las gotas de agua Coalescencia mecaacutenica

puede ser usada en eacutesta seccioacuten

El aceite deshidratado caliente puede ser usado para precalentar la emulsioacuten de

entrada usando un intercambiador de calor

Los calentadores-tratadores no son recomendables para remover grandes

cantidades de agua libre y eacutesta limitante llega a ser maacutes aguda en yacimientos

viejos con gran produccioacuten de agua congeacutenita En estos casos la instalacioacuten previa

de un DAL es una solucioacuten ideal

Las mismas funciones baacutesicas son previstas en un calentador directo tipo

horizontal como se muestra en la figura 29 La alimentacioacuten es parcialmente

desgasificada luego dirigida hacia la parte de abajo para la precipitacioacuten del agua

libre y la arena Despueacutes la alimentacioacuten es calentada y sufre una uacuteltima

desgasificacioacuten Posteriormente a traveacutes de un distribuidor pasa a un colector de

agua para finalmente pasar a la seccioacuten de coalescencia

Las partiacuteculas soacutelidas tales como arena escama productos de corrosioacuten se

depositaraacuten 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 alimentacioacuten

2 Bloquear la transferencia de calor y causar quemado del equipo de

calentamiento

3 Interferir los controles de nivel aacutenodos vaacutelvulas medidores y bombas

Asimismo pueden incrementar el crecimiento bacteriano y la velocidad de

corrosioacuten

Para prevenir la deposicioacuten de estos sedimentos se pueden instalar

hidrojets que operando a 30 psi por arriba de la presioacuten de operacioacuten del

calentador pueden remover los sedimentos para su drenado por la parte inferior

del recipiente

En los calentadores de tipo indirecto primero se calienta un fluido

Posteriormente a traveacutes de un intercambiador de calor el fluido de calentamiento

transfiere calor a la corriente de alimentacioacuten

En este tipo de calentadores disminuye el riesgo de explosioacuten y son utilizados en

instalaciones donde es posible recuperar calor tales como el gas caliente de

salida de las turbinas

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

ventajas

1 Reduce la viscosidad de la fase continua un incremento en la temperatura de

10degF baja la viscosidad de la emulsioacuten por un factor de 2

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

coalescencia

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

4 Promueve una mejor distribucioacuten del desemulsificante

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

Esto se logra manteniendo la temperatura del crudo por arriba de su punto de

nube

6 Debilita la peliacutecula de emulsificante que rodea a las gotas de agua

Sin embargo el calentamiento presenta las siguientes desventajas

1 Provoca la migracioacuten de los compuestos maacutes volaacutetiles del crudo hacia la fase

gaseosa Esta peacuterdida de ligeros en el crudo provoca una disminucioacuten de volumen

del crudo calentado (encogimiento) y una disminucioacuten en su gravedad API

2 Incrementa los costos de combustible

3 Incrementa los riesgos en las instalaciones

4 Requieren mayor instrumentacioacuten y control

5 Causa depoacutesitos de coke

PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN Y DESLADO DEL PETROacuteLEO CRUDO EN

REFINERIacuteA MADERO (PEMEX)

PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN DE LA ESTACIOacuteN DE PRODUCCION

CUYABENO-TRATAMIENTO QUIMICO

31 UBICACIOacuteN Y CONDICIONES DE OPERACIOacuteN

El aacuterea Cuyabeno tiene una estacioacuten de produccioacuten donde se procesa todo el

crudo agua y gas que producen los 21 pozos activos6 de los cuales 13 pozos

producen por bombeo hidraacuteulico (Power Oil BH) y 8 por bombeo electro

sumergible (BES) Este campo maneja actualmente una produccioacuten promedio de

8597 BPD de petroacuteleo de 258 degAPI 24911 BPD de agua de formacioacuten y 2322

MPCGD de gas asociado7 En la figura 31 se muestra la ubicacioacuten geograacutefica del

campo Cuyabeno

DESCRIPCIOacuteN DEL PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN

Luego de la etapa de separacioacuten la mezcla crudo-agua incluyendo el fluido

separado en el equipo trifaacutesico que se vuelve a unir a la descarga de los

separadores bifaacutesicos e ingresa a la bota desgasificadora donde se extrae el

remanente de gas en el fluido el cual es transferido a la tea de baja y por otro la

emulsioacuten crudo-agua a una presioacuten estimada de entre 20-18 psig sigue hacia el

tanque de lavado que tiene una capacidad en volumen de 18130 Bbls (H= 36

pies Oslash= 60 pies) el cual opera con un colchoacuten de agua promedio de 9 pies En

este recipiente por gravedad e inyeccioacuten de quiacutemicos principalmente el

demulsificante separa el crudo del agua El proceso de deshidratacioacuten actual

indica que el agua excedente del colchoacuten operativo (9 pies promedio) es utilizada

una parte para calentarla con un calentador artesanal usando un miacutenimo de gas

liberado desde los separadores de produccioacuten y prueba que pasan por tres

recipientes denominados depuradores o Scrubber tipo vertical donde se libera al

gas del contenido del liacutequido remanente que puede existir el agua caliente se

mezclaraacute con la emulsioacuten crudo-agua a la entrada del tanque de lavado con el fin

de facilitar la deshidratacioacuten a traveacutes de un equipo denominado Mezclador Estaacutetico

y el resto seraacute enviada al sistema de agua de reinyeccioacuten en el Anexo 7 se

muestra el Diagrama de tuberiacutea e Instrumentacioacuten (PG-CCY-M-002)

El equipo de calentamiento instalado es artesanal y por lo

mismo ineficiente en cuanto al gradiente de temperaturas obtenido (5-10degF)8 con

la que se obtiene una temperatura de crudo 112degF resultante de la mezcla no

recomendable para deshidratacioacuten En la figura 33 se muestra calentador de la

estacioacuten de Cuyabeno

331 TIPO DE QUIacuteMICOS INYECTADOS

El Campo Cuyabeno presenta para la deshidratacioacuten de crudo dos puntos

principales para la inyeccioacuten del quiacutemico como son el muacuteltiple de produccioacuten y

prueba como tambieacuten el ingreso a la bota desgasificadora en la Tabla 33 se

detallan los quiacutemicos inyectados como Demulsificante Antiparafiacutenico Dispersante

Soacutelidos Antiespumante ademaacutes en la tabla mencionada se presenta cantidades

inyectadas y costos de cada uno de los quiacutemicos9 Los productos demulsificantes

son utilizados para separar las moleacuteculas de crudo y agua emulsionadas con un

tiempo de contacto en el tanque de lavado para la determinacioacuten de la cantidad

de quiacutemico inyectado es necesario conocer el sistema de recoleccioacuten de crudo a

objeto de caracterizar las corrientes y determinar mediante anaacutelisis de laboratorio

el porcentaje de emulsioacuten tipo de emulsioacuten porcentaje de Agua libre y Gravedad

API (Normas ASTM D4007-2 Determinacioacuten de agua y sedimentos en crudo por

centrifugacioacuten y ASTM D287-92-2000 Determinacioacuten de la Gravedad API en

crudos y derivados Meacutetodo del Hidroacutemetro)

La parafina es una cera soacutelida del petroacuteleo de alto peso molecular (nuacutemero de

aacutetomos de carbonos presentes en el crudo mayor de 18 aacutetomos de carbonos)

tienen una temperatura de ablandamiento desde 60deg F a 215deg F

aproximadamente Dependiendo donde se presente el problema de precipitacioacuten

de parafina se debe seleccionar el punto de inyeccioacuten para separarlo En la

estacioacuten Cuyabeno se inyecta productos quiacutemicos antiparafiacutenico en el muacuteltiple de

produccioacuten

Los productos antiespumantes son utilizados en los crudos tendientes a formar

espuma a objeto de disiparla generalmente se inyectan en el muacuteltiple de

produccioacuten a cierta distancia del producto quiacutemico demulsificante o en la liacutenea de

entrada de los separadores bifaacutesicos o trifaacutesicos Estos productos son utilizados

cuando hay presencia de soacutelidos en el crudo estos soacutelidos estabilizan las

emulsiones y forman altas interfaces en los tanques de lavado lo que es negativo

para la deshidratacioacuten de crudo Los soacutelidos estaacuten impregnados de crudo que se

mantienen en suspensioacuten en la interface crudo-agua la funcioacuten de los

dispersantes de soacutelidos es cambiar la humectabilidad del soacutelido para que este

emigre de la fase acuosa y se separe Es importante conocer mediante anaacutelisis de

laboratorio en contenido de soacutelidos presentes en el crudo asiacute como el origen de

ello dependeraacute la seleccioacuten del producto quiacutemico dispersante Para la inyeccioacuten de

quiacutemicos se utilizan bombas en cumplimiento de la norma API STD 675 ldquoPositive

Displacement Pumps Controlledrdquo y tanques de fibra de vidrio reforzado de acuerdo

a API 12P ldquoSpecification for Fiberglass Reinforced Plastic Tanksrdquo incluyendo

ademaacutes las conexiones de proceso servicio e instrumentacioacuten hasta las vaacutelvulas

de bloqueo yo instrumento final para conectar al sistema de distribucioacuten En la

Figura 34 se observa la disposicioacuten del sistema de inyeccioacuten de quiacutemicos

Las mismas funciones baacutesicas son previstas en un calentador directo tipo

horizontal como se muestra en la figura 29 La alimentacioacuten es parcialmente

desgasificada luego dirigida hacia la parte de abajo para la precipitacioacuten del agua

libre y la arena Despueacutes la alimentacioacuten es calentada y sufre una uacuteltima

desgasificacioacuten Posteriormente a traveacutes de un distribuidor pasa a un colector de

agua para finalmente pasar a la seccioacuten de coalescencia

Las partiacuteculas soacutelidas tales como arena escama productos de corrosioacuten se

depositaraacuten 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 alimentacioacuten

2 Bloquear la transferencia de calor y causar quemado del equipo de

calentamiento

3 Interferir los controles de nivel aacutenodos vaacutelvulas medidores y bombas

Asimismo pueden incrementar el crecimiento bacteriano y la velocidad de

corrosioacuten

Para prevenir la deposicioacuten de estos sedimentos se pueden instalar

hidrojets que operando a 30 psi por arriba de la presioacuten de operacioacuten del

calentador pueden remover los sedimentos para su drenado por la parte inferior

del recipiente

En los calentadores de tipo indirecto primero se calienta un fluido

Posteriormente a traveacutes de un intercambiador de calor el fluido de calentamiento

transfiere calor a la corriente de alimentacioacuten

En este tipo de calentadores disminuye el riesgo de explosioacuten y son utilizados en

instalaciones donde es posible recuperar calor tales como el gas caliente de

salida de las turbinas

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

ventajas

1 Reduce la viscosidad de la fase continua un incremento en la temperatura de

10degF baja la viscosidad de la emulsioacuten por un factor de 2

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

coalescencia

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

4 Promueve una mejor distribucioacuten del desemulsificante

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

Esto se logra manteniendo la temperatura del crudo por arriba de su punto de

nube

6 Debilita la peliacutecula de emulsificante que rodea a las gotas de agua

Sin embargo el calentamiento presenta las siguientes desventajas

1 Provoca la migracioacuten de los compuestos maacutes volaacutetiles del crudo hacia la fase

gaseosa Esta peacuterdida de ligeros en el crudo provoca una disminucioacuten de volumen

del crudo calentado (encogimiento) y una disminucioacuten en su gravedad API

2 Incrementa los costos de combustible

3 Incrementa los riesgos en las instalaciones

4 Requieren mayor instrumentacioacuten y control

5 Causa depoacutesitos de coke

PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN Y DESLADO DEL PETROacuteLEO CRUDO EN

REFINERIacuteA MADERO (PEMEX)

PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN DE LA ESTACIOacuteN DE PRODUCCION

CUYABENO-TRATAMIENTO QUIMICO

31 UBICACIOacuteN Y CONDICIONES DE OPERACIOacuteN

El aacuterea Cuyabeno tiene una estacioacuten de produccioacuten donde se procesa todo el

crudo agua y gas que producen los 21 pozos activos6 de los cuales 13 pozos

producen por bombeo hidraacuteulico (Power Oil BH) y 8 por bombeo electro

sumergible (BES) Este campo maneja actualmente una produccioacuten promedio de

8597 BPD de petroacuteleo de 258 degAPI 24911 BPD de agua de formacioacuten y 2322

MPCGD de gas asociado7 En la figura 31 se muestra la ubicacioacuten geograacutefica del

campo Cuyabeno

DESCRIPCIOacuteN DEL PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN

Luego de la etapa de separacioacuten la mezcla crudo-agua incluyendo el fluido

separado en el equipo trifaacutesico que se vuelve a unir a la descarga de los

separadores bifaacutesicos e ingresa a la bota desgasificadora donde se extrae el

remanente de gas en el fluido el cual es transferido a la tea de baja y por otro la

emulsioacuten crudo-agua a una presioacuten estimada de entre 20-18 psig sigue hacia el

tanque de lavado que tiene una capacidad en volumen de 18130 Bbls (H= 36

pies Oslash= 60 pies) el cual opera con un colchoacuten de agua promedio de 9 pies En

este recipiente por gravedad e inyeccioacuten de quiacutemicos principalmente el

demulsificante separa el crudo del agua El proceso de deshidratacioacuten actual

indica que el agua excedente del colchoacuten operativo (9 pies promedio) es utilizada

una parte para calentarla con un calentador artesanal usando un miacutenimo de gas

liberado desde los separadores de produccioacuten y prueba que pasan por tres

recipientes denominados depuradores o Scrubber tipo vertical donde se libera al

gas del contenido del liacutequido remanente que puede existir el agua caliente se

mezclaraacute con la emulsioacuten crudo-agua a la entrada del tanque de lavado con el fin

de facilitar la deshidratacioacuten a traveacutes de un equipo denominado Mezclador Estaacutetico

y el resto seraacute enviada al sistema de agua de reinyeccioacuten en el Anexo 7 se

muestra el Diagrama de tuberiacutea e Instrumentacioacuten (PG-CCY-M-002)

El equipo de calentamiento instalado es artesanal y por lo

mismo ineficiente en cuanto al gradiente de temperaturas obtenido (5-10degF)8 con

la que se obtiene una temperatura de crudo 112degF resultante de la mezcla no

recomendable para deshidratacioacuten En la figura 33 se muestra calentador de la

estacioacuten de Cuyabeno

331 TIPO DE QUIacuteMICOS INYECTADOS

El Campo Cuyabeno presenta para la deshidratacioacuten de crudo dos puntos

principales para la inyeccioacuten del quiacutemico como son el muacuteltiple de produccioacuten y

prueba como tambieacuten el ingreso a la bota desgasificadora en la Tabla 33 se

detallan los quiacutemicos inyectados como Demulsificante Antiparafiacutenico Dispersante

Soacutelidos Antiespumante ademaacutes en la tabla mencionada se presenta cantidades

inyectadas y costos de cada uno de los quiacutemicos9 Los productos demulsificantes

son utilizados para separar las moleacuteculas de crudo y agua emulsionadas con un

tiempo de contacto en el tanque de lavado para la determinacioacuten de la cantidad

de quiacutemico inyectado es necesario conocer el sistema de recoleccioacuten de crudo a

objeto de caracterizar las corrientes y determinar mediante anaacutelisis de laboratorio

el porcentaje de emulsioacuten tipo de emulsioacuten porcentaje de Agua libre y Gravedad

API (Normas ASTM D4007-2 Determinacioacuten de agua y sedimentos en crudo por

centrifugacioacuten y ASTM D287-92-2000 Determinacioacuten de la Gravedad API en

crudos y derivados Meacutetodo del Hidroacutemetro)

La parafina es una cera soacutelida del petroacuteleo de alto peso molecular (nuacutemero de

aacutetomos de carbonos presentes en el crudo mayor de 18 aacutetomos de carbonos)

tienen una temperatura de ablandamiento desde 60deg F a 215deg F

aproximadamente Dependiendo donde se presente el problema de precipitacioacuten

de parafina se debe seleccionar el punto de inyeccioacuten para separarlo En la

estacioacuten Cuyabeno se inyecta productos quiacutemicos antiparafiacutenico en el muacuteltiple de

produccioacuten

Los productos antiespumantes son utilizados en los crudos tendientes a formar

espuma a objeto de disiparla generalmente se inyectan en el muacuteltiple de

produccioacuten a cierta distancia del producto quiacutemico demulsificante o en la liacutenea de

entrada de los separadores bifaacutesicos o trifaacutesicos Estos productos son utilizados

cuando hay presencia de soacutelidos en el crudo estos soacutelidos estabilizan las

emulsiones y forman altas interfaces en los tanques de lavado lo que es negativo

para la deshidratacioacuten de crudo Los soacutelidos estaacuten impregnados de crudo que se

mantienen en suspensioacuten en la interface crudo-agua la funcioacuten de los

dispersantes de soacutelidos es cambiar la humectabilidad del soacutelido para que este

emigre de la fase acuosa y se separe Es importante conocer mediante anaacutelisis de

laboratorio en contenido de soacutelidos presentes en el crudo asiacute como el origen de

ello dependeraacute la seleccioacuten del producto quiacutemico dispersante Para la inyeccioacuten de

quiacutemicos se utilizan bombas en cumplimiento de la norma API STD 675 ldquoPositive

Displacement Pumps Controlledrdquo y tanques de fibra de vidrio reforzado de acuerdo

a API 12P ldquoSpecification for Fiberglass Reinforced Plastic Tanksrdquo incluyendo

ademaacutes las conexiones de proceso servicio e instrumentacioacuten hasta las vaacutelvulas

de bloqueo yo instrumento final para conectar al sistema de distribucioacuten En la

Figura 34 se observa la disposicioacuten del sistema de inyeccioacuten de quiacutemicos

1 Reduce la viscosidad de la fase continua un incremento en la temperatura de

10degF baja la viscosidad de la emulsioacuten por un factor de 2

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

coalescencia

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

4 Promueve una mejor distribucioacuten del desemulsificante

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

Esto se logra manteniendo la temperatura del crudo por arriba de su punto de

nube

6 Debilita la peliacutecula de emulsificante que rodea a las gotas de agua

Sin embargo el calentamiento presenta las siguientes desventajas

1 Provoca la migracioacuten de los compuestos maacutes volaacutetiles del crudo hacia la fase

gaseosa Esta peacuterdida de ligeros en el crudo provoca una disminucioacuten de volumen

del crudo calentado (encogimiento) y una disminucioacuten en su gravedad API

2 Incrementa los costos de combustible

3 Incrementa los riesgos en las instalaciones

4 Requieren mayor instrumentacioacuten y control

5 Causa depoacutesitos de coke

PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN Y DESLADO DEL PETROacuteLEO CRUDO EN

REFINERIacuteA MADERO (PEMEX)

PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN DE LA ESTACIOacuteN DE PRODUCCION

CUYABENO-TRATAMIENTO QUIMICO

31 UBICACIOacuteN Y CONDICIONES DE OPERACIOacuteN

El aacuterea Cuyabeno tiene una estacioacuten de produccioacuten donde se procesa todo el

crudo agua y gas que producen los 21 pozos activos6 de los cuales 13 pozos

producen por bombeo hidraacuteulico (Power Oil BH) y 8 por bombeo electro

sumergible (BES) Este campo maneja actualmente una produccioacuten promedio de

8597 BPD de petroacuteleo de 258 degAPI 24911 BPD de agua de formacioacuten y 2322

MPCGD de gas asociado7 En la figura 31 se muestra la ubicacioacuten geograacutefica del

campo Cuyabeno

DESCRIPCIOacuteN DEL PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN

Luego de la etapa de separacioacuten la mezcla crudo-agua incluyendo el fluido

separado en el equipo trifaacutesico que se vuelve a unir a la descarga de los

separadores bifaacutesicos e ingresa a la bota desgasificadora donde se extrae el

remanente de gas en el fluido el cual es transferido a la tea de baja y por otro la

emulsioacuten crudo-agua a una presioacuten estimada de entre 20-18 psig sigue hacia el

tanque de lavado que tiene una capacidad en volumen de 18130 Bbls (H= 36

pies Oslash= 60 pies) el cual opera con un colchoacuten de agua promedio de 9 pies En

este recipiente por gravedad e inyeccioacuten de quiacutemicos principalmente el

demulsificante separa el crudo del agua El proceso de deshidratacioacuten actual

indica que el agua excedente del colchoacuten operativo (9 pies promedio) es utilizada

una parte para calentarla con un calentador artesanal usando un miacutenimo de gas

liberado desde los separadores de produccioacuten y prueba que pasan por tres

recipientes denominados depuradores o Scrubber tipo vertical donde se libera al

gas del contenido del liacutequido remanente que puede existir el agua caliente se

mezclaraacute con la emulsioacuten crudo-agua a la entrada del tanque de lavado con el fin

de facilitar la deshidratacioacuten a traveacutes de un equipo denominado Mezclador Estaacutetico

y el resto seraacute enviada al sistema de agua de reinyeccioacuten en el Anexo 7 se

muestra el Diagrama de tuberiacutea e Instrumentacioacuten (PG-CCY-M-002)

El equipo de calentamiento instalado es artesanal y por lo

mismo ineficiente en cuanto al gradiente de temperaturas obtenido (5-10degF)8 con

la que se obtiene una temperatura de crudo 112degF resultante de la mezcla no

recomendable para deshidratacioacuten En la figura 33 se muestra calentador de la

estacioacuten de Cuyabeno

331 TIPO DE QUIacuteMICOS INYECTADOS

El Campo Cuyabeno presenta para la deshidratacioacuten de crudo dos puntos

principales para la inyeccioacuten del quiacutemico como son el muacuteltiple de produccioacuten y

prueba como tambieacuten el ingreso a la bota desgasificadora en la Tabla 33 se

detallan los quiacutemicos inyectados como Demulsificante Antiparafiacutenico Dispersante

Soacutelidos Antiespumante ademaacutes en la tabla mencionada se presenta cantidades

inyectadas y costos de cada uno de los quiacutemicos9 Los productos demulsificantes

son utilizados para separar las moleacuteculas de crudo y agua emulsionadas con un

tiempo de contacto en el tanque de lavado para la determinacioacuten de la cantidad

de quiacutemico inyectado es necesario conocer el sistema de recoleccioacuten de crudo a

objeto de caracterizar las corrientes y determinar mediante anaacutelisis de laboratorio

el porcentaje de emulsioacuten tipo de emulsioacuten porcentaje de Agua libre y Gravedad

API (Normas ASTM D4007-2 Determinacioacuten de agua y sedimentos en crudo por

centrifugacioacuten y ASTM D287-92-2000 Determinacioacuten de la Gravedad API en

crudos y derivados Meacutetodo del Hidroacutemetro)

La parafina es una cera soacutelida del petroacuteleo de alto peso molecular (nuacutemero de

aacutetomos de carbonos presentes en el crudo mayor de 18 aacutetomos de carbonos)

tienen una temperatura de ablandamiento desde 60deg F a 215deg F

aproximadamente Dependiendo donde se presente el problema de precipitacioacuten

de parafina se debe seleccionar el punto de inyeccioacuten para separarlo En la

estacioacuten Cuyabeno se inyecta productos quiacutemicos antiparafiacutenico en el muacuteltiple de

produccioacuten

Los productos antiespumantes son utilizados en los crudos tendientes a formar

espuma a objeto de disiparla generalmente se inyectan en el muacuteltiple de

produccioacuten a cierta distancia del producto quiacutemico demulsificante o en la liacutenea de

entrada de los separadores bifaacutesicos o trifaacutesicos Estos productos son utilizados

cuando hay presencia de soacutelidos en el crudo estos soacutelidos estabilizan las

emulsiones y forman altas interfaces en los tanques de lavado lo que es negativo

para la deshidratacioacuten de crudo Los soacutelidos estaacuten impregnados de crudo que se

mantienen en suspensioacuten en la interface crudo-agua la funcioacuten de los

dispersantes de soacutelidos es cambiar la humectabilidad del soacutelido para que este

emigre de la fase acuosa y se separe Es importante conocer mediante anaacutelisis de

laboratorio en contenido de soacutelidos presentes en el crudo asiacute como el origen de

ello dependeraacute la seleccioacuten del producto quiacutemico dispersante Para la inyeccioacuten de

quiacutemicos se utilizan bombas en cumplimiento de la norma API STD 675 ldquoPositive

Displacement Pumps Controlledrdquo y tanques de fibra de vidrio reforzado de acuerdo

a API 12P ldquoSpecification for Fiberglass Reinforced Plastic Tanksrdquo incluyendo

ademaacutes las conexiones de proceso servicio e instrumentacioacuten hasta las vaacutelvulas

de bloqueo yo instrumento final para conectar al sistema de distribucioacuten En la

Figura 34 se observa la disposicioacuten del sistema de inyeccioacuten de quiacutemicos

PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN Y DESLADO DEL PETROacuteLEO CRUDO EN

REFINERIacuteA MADERO (PEMEX)

PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN DE LA ESTACIOacuteN DE PRODUCCION

CUYABENO-TRATAMIENTO QUIMICO

31 UBICACIOacuteN Y CONDICIONES DE OPERACIOacuteN

El aacuterea Cuyabeno tiene una estacioacuten de produccioacuten donde se procesa todo el

crudo agua y gas que producen los 21 pozos activos6 de los cuales 13 pozos

producen por bombeo hidraacuteulico (Power Oil BH) y 8 por bombeo electro

sumergible (BES) Este campo maneja actualmente una produccioacuten promedio de

8597 BPD de petroacuteleo de 258 degAPI 24911 BPD de agua de formacioacuten y 2322

MPCGD de gas asociado7 En la figura 31 se muestra la ubicacioacuten geograacutefica del

campo Cuyabeno

DESCRIPCIOacuteN DEL PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN

Luego de la etapa de separacioacuten la mezcla crudo-agua incluyendo el fluido

separado en el equipo trifaacutesico que se vuelve a unir a la descarga de los

separadores bifaacutesicos e ingresa a la bota desgasificadora donde se extrae el

remanente de gas en el fluido el cual es transferido a la tea de baja y por otro la

emulsioacuten crudo-agua a una presioacuten estimada de entre 20-18 psig sigue hacia el

tanque de lavado que tiene una capacidad en volumen de 18130 Bbls (H= 36

pies Oslash= 60 pies) el cual opera con un colchoacuten de agua promedio de 9 pies En

este recipiente por gravedad e inyeccioacuten de quiacutemicos principalmente el

demulsificante separa el crudo del agua El proceso de deshidratacioacuten actual

indica que el agua excedente del colchoacuten operativo (9 pies promedio) es utilizada

una parte para calentarla con un calentador artesanal usando un miacutenimo de gas

liberado desde los separadores de produccioacuten y prueba que pasan por tres

recipientes denominados depuradores o Scrubber tipo vertical donde se libera al

gas del contenido del liacutequido remanente que puede existir el agua caliente se

mezclaraacute con la emulsioacuten crudo-agua a la entrada del tanque de lavado con el fin

de facilitar la deshidratacioacuten a traveacutes de un equipo denominado Mezclador Estaacutetico

y el resto seraacute enviada al sistema de agua de reinyeccioacuten en el Anexo 7 se

muestra el Diagrama de tuberiacutea e Instrumentacioacuten (PG-CCY-M-002)

El equipo de calentamiento instalado es artesanal y por lo

mismo ineficiente en cuanto al gradiente de temperaturas obtenido (5-10degF)8 con

la que se obtiene una temperatura de crudo 112degF resultante de la mezcla no

recomendable para deshidratacioacuten En la figura 33 se muestra calentador de la

estacioacuten de Cuyabeno

331 TIPO DE QUIacuteMICOS INYECTADOS

El Campo Cuyabeno presenta para la deshidratacioacuten de crudo dos puntos

principales para la inyeccioacuten del quiacutemico como son el muacuteltiple de produccioacuten y

prueba como tambieacuten el ingreso a la bota desgasificadora en la Tabla 33 se

detallan los quiacutemicos inyectados como Demulsificante Antiparafiacutenico Dispersante

Soacutelidos Antiespumante ademaacutes en la tabla mencionada se presenta cantidades

inyectadas y costos de cada uno de los quiacutemicos9 Los productos demulsificantes

son utilizados para separar las moleacuteculas de crudo y agua emulsionadas con un

tiempo de contacto en el tanque de lavado para la determinacioacuten de la cantidad

de quiacutemico inyectado es necesario conocer el sistema de recoleccioacuten de crudo a

objeto de caracterizar las corrientes y determinar mediante anaacutelisis de laboratorio

el porcentaje de emulsioacuten tipo de emulsioacuten porcentaje de Agua libre y Gravedad

API (Normas ASTM D4007-2 Determinacioacuten de agua y sedimentos en crudo por

centrifugacioacuten y ASTM D287-92-2000 Determinacioacuten de la Gravedad API en

crudos y derivados Meacutetodo del Hidroacutemetro)

La parafina es una cera soacutelida del petroacuteleo de alto peso molecular (nuacutemero de

aacutetomos de carbonos presentes en el crudo mayor de 18 aacutetomos de carbonos)

tienen una temperatura de ablandamiento desde 60deg F a 215deg F

aproximadamente Dependiendo donde se presente el problema de precipitacioacuten

de parafina se debe seleccionar el punto de inyeccioacuten para separarlo En la

estacioacuten Cuyabeno se inyecta productos quiacutemicos antiparafiacutenico en el muacuteltiple de

produccioacuten

Los productos antiespumantes son utilizados en los crudos tendientes a formar

espuma a objeto de disiparla generalmente se inyectan en el muacuteltiple de

produccioacuten a cierta distancia del producto quiacutemico demulsificante o en la liacutenea de

entrada de los separadores bifaacutesicos o trifaacutesicos Estos productos son utilizados

cuando hay presencia de soacutelidos en el crudo estos soacutelidos estabilizan las

emulsiones y forman altas interfaces en los tanques de lavado lo que es negativo

para la deshidratacioacuten de crudo Los soacutelidos estaacuten impregnados de crudo que se

mantienen en suspensioacuten en la interface crudo-agua la funcioacuten de los

dispersantes de soacutelidos es cambiar la humectabilidad del soacutelido para que este

emigre de la fase acuosa y se separe Es importante conocer mediante anaacutelisis de

laboratorio en contenido de soacutelidos presentes en el crudo asiacute como el origen de

ello dependeraacute la seleccioacuten del producto quiacutemico dispersante Para la inyeccioacuten de

quiacutemicos se utilizan bombas en cumplimiento de la norma API STD 675 ldquoPositive

Displacement Pumps Controlledrdquo y tanques de fibra de vidrio reforzado de acuerdo

a API 12P ldquoSpecification for Fiberglass Reinforced Plastic Tanksrdquo incluyendo

ademaacutes las conexiones de proceso servicio e instrumentacioacuten hasta las vaacutelvulas

de bloqueo yo instrumento final para conectar al sistema de distribucioacuten En la

Figura 34 se observa la disposicioacuten del sistema de inyeccioacuten de quiacutemicos

El aacuterea Cuyabeno tiene una estacioacuten de produccioacuten donde se procesa todo el

crudo agua y gas que producen los 21 pozos activos6 de los cuales 13 pozos

producen por bombeo hidraacuteulico (Power Oil BH) y 8 por bombeo electro

sumergible (BES) Este campo maneja actualmente una produccioacuten promedio de

8597 BPD de petroacuteleo de 258 degAPI 24911 BPD de agua de formacioacuten y 2322

MPCGD de gas asociado7 En la figura 31 se muestra la ubicacioacuten geograacutefica del

campo Cuyabeno

DESCRIPCIOacuteN DEL PROCESO DE DESHIDRATACIOacuteN

Luego de la etapa de separacioacuten la mezcla crudo-agua incluyendo el fluido

separado en el equipo trifaacutesico que se vuelve a unir a la descarga de los

separadores bifaacutesicos e ingresa a la bota desgasificadora donde se extrae el

remanente de gas en el fluido el cual es transferido a la tea de baja y por otro la

emulsioacuten crudo-agua a una presioacuten estimada de entre 20-18 psig sigue hacia el

tanque de lavado que tiene una capacidad en volumen de 18130 Bbls (H= 36

pies Oslash= 60 pies) el cual opera con un colchoacuten de agua promedio de 9 pies En

este recipiente por gravedad e inyeccioacuten de quiacutemicos principalmente el

demulsificante separa el crudo del agua El proceso de deshidratacioacuten actual

indica que el agua excedente del colchoacuten operativo (9 pies promedio) es utilizada

una parte para calentarla con un calentador artesanal usando un miacutenimo de gas

liberado desde los separadores de produccioacuten y prueba que pasan por tres

recipientes denominados depuradores o Scrubber tipo vertical donde se libera al

gas del contenido del liacutequido remanente que puede existir el agua caliente se

mezclaraacute con la emulsioacuten crudo-agua a la entrada del tanque de lavado con el fin

de facilitar la deshidratacioacuten a traveacutes de un equipo denominado Mezclador Estaacutetico

y el resto seraacute enviada al sistema de agua de reinyeccioacuten en el Anexo 7 se

muestra el Diagrama de tuberiacutea e Instrumentacioacuten (PG-CCY-M-002)

El equipo de calentamiento instalado es artesanal y por lo

mismo ineficiente en cuanto al gradiente de temperaturas obtenido (5-10degF)8 con

la que se obtiene una temperatura de crudo 112degF resultante de la mezcla no

recomendable para deshidratacioacuten En la figura 33 se muestra calentador de la

estacioacuten de Cuyabeno

331 TIPO DE QUIacuteMICOS INYECTADOS

El Campo Cuyabeno presenta para la deshidratacioacuten de crudo dos puntos

principales para la inyeccioacuten del quiacutemico como son el muacuteltiple de produccioacuten y

prueba como tambieacuten el ingreso a la bota desgasificadora en la Tabla 33 se

detallan los quiacutemicos inyectados como Demulsificante Antiparafiacutenico Dispersante

Soacutelidos Antiespumante ademaacutes en la tabla mencionada se presenta cantidades

inyectadas y costos de cada uno de los quiacutemicos9 Los productos demulsificantes

son utilizados para separar las moleacuteculas de crudo y agua emulsionadas con un

tiempo de contacto en el tanque de lavado para la determinacioacuten de la cantidad

de quiacutemico inyectado es necesario conocer el sistema de recoleccioacuten de crudo a

objeto de caracterizar las corrientes y determinar mediante anaacutelisis de laboratorio

el porcentaje de emulsioacuten tipo de emulsioacuten porcentaje de Agua libre y Gravedad

API (Normas ASTM D4007-2 Determinacioacuten de agua y sedimentos en crudo por

centrifugacioacuten y ASTM D287-92-2000 Determinacioacuten de la Gravedad API en

crudos y derivados Meacutetodo del Hidroacutemetro)

La parafina es una cera soacutelida del petroacuteleo de alto peso molecular (nuacutemero de

aacutetomos de carbonos presentes en el crudo mayor de 18 aacutetomos de carbonos)

tienen una temperatura de ablandamiento desde 60deg F a 215deg F

aproximadamente Dependiendo donde se presente el problema de precipitacioacuten

de parafina se debe seleccionar el punto de inyeccioacuten para separarlo En la

estacioacuten Cuyabeno se inyecta productos quiacutemicos antiparafiacutenico en el muacuteltiple de

produccioacuten

Los productos antiespumantes son utilizados en los crudos tendientes a formar

espuma a objeto de disiparla generalmente se inyectan en el muacuteltiple de

produccioacuten a cierta distancia del producto quiacutemico demulsificante o en la liacutenea de

entrada de los separadores bifaacutesicos o trifaacutesicos Estos productos son utilizados

cuando hay presencia de soacutelidos en el crudo estos soacutelidos estabilizan las

emulsiones y forman altas interfaces en los tanques de lavado lo que es negativo

para la deshidratacioacuten de crudo Los soacutelidos estaacuten impregnados de crudo que se

mantienen en suspensioacuten en la interface crudo-agua la funcioacuten de los

dispersantes de soacutelidos es cambiar la humectabilidad del soacutelido para que este

emigre de la fase acuosa y se separe Es importante conocer mediante anaacutelisis de

laboratorio en contenido de soacutelidos presentes en el crudo asiacute como el origen de

ello dependeraacute la seleccioacuten del producto quiacutemico dispersante Para la inyeccioacuten de

quiacutemicos se utilizan bombas en cumplimiento de la norma API STD 675 ldquoPositive

Displacement Pumps Controlledrdquo y tanques de fibra de vidrio reforzado de acuerdo

a API 12P ldquoSpecification for Fiberglass Reinforced Plastic Tanksrdquo incluyendo

ademaacutes las conexiones de proceso servicio e instrumentacioacuten hasta las vaacutelvulas

de bloqueo yo instrumento final para conectar al sistema de distribucioacuten En la

Figura 34 se observa la disposicioacuten del sistema de inyeccioacuten de quiacutemicos

y el resto seraacute enviada al sistema de agua de reinyeccioacuten en el Anexo 7 se

muestra el Diagrama de tuberiacutea e Instrumentacioacuten (PG-CCY-M-002)

El equipo de calentamiento instalado es artesanal y por lo

mismo ineficiente en cuanto al gradiente de temperaturas obtenido (5-10degF)8 con

la que se obtiene una temperatura de crudo 112degF resultante de la mezcla no

recomendable para deshidratacioacuten En la figura 33 se muestra calentador de la

estacioacuten de Cuyabeno

331 TIPO DE QUIacuteMICOS INYECTADOS

El Campo Cuyabeno presenta para la deshidratacioacuten de crudo dos puntos

principales para la inyeccioacuten del quiacutemico como son el muacuteltiple de produccioacuten y

prueba como tambieacuten el ingreso a la bota desgasificadora en la Tabla 33 se

detallan los quiacutemicos inyectados como Demulsificante Antiparafiacutenico Dispersante

Soacutelidos Antiespumante ademaacutes en la tabla mencionada se presenta cantidades

inyectadas y costos de cada uno de los quiacutemicos9 Los productos demulsificantes

son utilizados para separar las moleacuteculas de crudo y agua emulsionadas con un

tiempo de contacto en el tanque de lavado para la determinacioacuten de la cantidad

de quiacutemico inyectado es necesario conocer el sistema de recoleccioacuten de crudo a

objeto de caracterizar las corrientes y determinar mediante anaacutelisis de laboratorio

el porcentaje de emulsioacuten tipo de emulsioacuten porcentaje de Agua libre y Gravedad

API (Normas ASTM D4007-2 Determinacioacuten de agua y sedimentos en crudo por

centrifugacioacuten y ASTM D287-92-2000 Determinacioacuten de la Gravedad API en

crudos y derivados Meacutetodo del Hidroacutemetro)

La parafina es una cera soacutelida del petroacuteleo de alto peso molecular (nuacutemero de

aacutetomos de carbonos presentes en el crudo mayor de 18 aacutetomos de carbonos)

tienen una temperatura de ablandamiento desde 60deg F a 215deg F

aproximadamente Dependiendo donde se presente el problema de precipitacioacuten

de parafina se debe seleccionar el punto de inyeccioacuten para separarlo En la

estacioacuten Cuyabeno se inyecta productos quiacutemicos antiparafiacutenico en el muacuteltiple de

produccioacuten

Los productos antiespumantes son utilizados en los crudos tendientes a formar

espuma a objeto de disiparla generalmente se inyectan en el muacuteltiple de

produccioacuten a cierta distancia del producto quiacutemico demulsificante o en la liacutenea de

entrada de los separadores bifaacutesicos o trifaacutesicos Estos productos son utilizados

cuando hay presencia de soacutelidos en el crudo estos soacutelidos estabilizan las

emulsiones y forman altas interfaces en los tanques de lavado lo que es negativo

para la deshidratacioacuten de crudo Los soacutelidos estaacuten impregnados de crudo que se

mantienen en suspensioacuten en la interface crudo-agua la funcioacuten de los

dispersantes de soacutelidos es cambiar la humectabilidad del soacutelido para que este

emigre de la fase acuosa y se separe Es importante conocer mediante anaacutelisis de

laboratorio en contenido de soacutelidos presentes en el crudo asiacute como el origen de

ello dependeraacute la seleccioacuten del producto quiacutemico dispersante Para la inyeccioacuten de

quiacutemicos se utilizan bombas en cumplimiento de la norma API STD 675 ldquoPositive

Displacement Pumps Controlledrdquo y tanques de fibra de vidrio reforzado de acuerdo

a API 12P ldquoSpecification for Fiberglass Reinforced Plastic Tanksrdquo incluyendo

ademaacutes las conexiones de proceso servicio e instrumentacioacuten hasta las vaacutelvulas

de bloqueo yo instrumento final para conectar al sistema de distribucioacuten En la

Figura 34 se observa la disposicioacuten del sistema de inyeccioacuten de quiacutemicos

API (Normas ASTM D4007-2 Determinacioacuten de agua y sedimentos en crudo por

centrifugacioacuten y ASTM D287-92-2000 Determinacioacuten de la Gravedad API en

crudos y derivados Meacutetodo del Hidroacutemetro)

La parafina es una cera soacutelida del petroacuteleo de alto peso molecular (nuacutemero de

aacutetomos de carbonos presentes en el crudo mayor de 18 aacutetomos de carbonos)

tienen una temperatura de ablandamiento desde 60deg F a 215deg F

aproximadamente Dependiendo donde se presente el problema de precipitacioacuten

de parafina se debe seleccionar el punto de inyeccioacuten para separarlo En la

estacioacuten Cuyabeno se inyecta productos quiacutemicos antiparafiacutenico en el muacuteltiple de

produccioacuten

Los productos antiespumantes son utilizados en los crudos tendientes a formar

espuma a objeto de disiparla generalmente se inyectan en el muacuteltiple de

produccioacuten a cierta distancia del producto quiacutemico demulsificante o en la liacutenea de

entrada de los separadores bifaacutesicos o trifaacutesicos Estos productos son utilizados

cuando hay presencia de soacutelidos en el crudo estos soacutelidos estabilizan las

emulsiones y forman altas interfaces en los tanques de lavado lo que es negativo

para la deshidratacioacuten de crudo Los soacutelidos estaacuten impregnados de crudo que se

mantienen en suspensioacuten en la interface crudo-agua la funcioacuten de los

dispersantes de soacutelidos es cambiar la humectabilidad del soacutelido para que este

emigre de la fase acuosa y se separe Es importante conocer mediante anaacutelisis de

laboratorio en contenido de soacutelidos presentes en el crudo asiacute como el origen de

ello dependeraacute la seleccioacuten del producto quiacutemico dispersante Para la inyeccioacuten de

quiacutemicos se utilizan bombas en cumplimiento de la norma API STD 675 ldquoPositive

Displacement Pumps Controlledrdquo y tanques de fibra de vidrio reforzado de acuerdo

a API 12P ldquoSpecification for Fiberglass Reinforced Plastic Tanksrdquo incluyendo

ademaacutes las conexiones de proceso servicio e instrumentacioacuten hasta las vaacutelvulas

de bloqueo yo instrumento final para conectar al sistema de distribucioacuten En la

Figura 34 se observa la disposicioacuten del sistema de inyeccioacuten de quiacutemicos