GPA-Tratamientos de Crudos

8/6/2019 GPA-Tratamientos de Crudos

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EEEssstttuuudddiiiooosss yyy SSSeeerrrvvviiiccciiiooosss PPPeeetttrrrooollleeerrrooosss SSS...RRR...LLL...NOTA TECNICA N 36Hoja 1 de 13

TRATAMIENTO DE CRUDOS:

NECESIDAD, RECURSOS Y ULTIMOS AVANCES

El tratamiento de crudos (TC) es un proceso industrial que abarca el diseo y laoperacin de instalaciones de superficie para el logro tcnico y econmico de la entregade crudo en especificacin (atributo de calidad contractual) y de una densidad (relativa)mejor paga posible. Para ello el productor recurre a dos procesos : Demulsificacin yDesalado.

El objetivo de un programa de demulsificacin es remover el agua coproducidaemulsionada (el agua libre se separa al ingreso de la planta de tratamiento de crudo(PTC) para evitar el manejo de grandes volmenes de agua, mediante un F.W.K.O. oseparador trifsico).

El objetivo de un programa de desalado es remover las sales existentes en elcrudo hasta valores de especificacin.

Un ptimo programa de D y D debe resultar en:

1) Un mnimo costo de procesamiento: consumos de qumicos, combustiblesy/o electricidad ptimos.

2) Un crudo de la mejor densidad posible de venta (evitar prdida de livianospor excesivo calentamiento del crudo lo que redunda en un aumento dedensidad del mismo y un menor precio de venta).

3) Un crudo en especificacin del contenido de agua y sales para la venta.4) Un manejo ptimo de las instalaciones de tratamiento minimizando: fondos

de tanques, depsitos orgnicos/inorgnicos en calentadores, excesivasinterfaces (pads) en tanques de tratamiento, etc.

5) La entrega de un agua de purga de calidad aceptable para disposicin final oinyeccin a reservorio.

En esta Nota Tcnica revisamos tanto aspectos conocidos del TC como otrospoco difundidos vinculados al diseo y operacin de los procesos en la PTC.

LA FORMACION DE LA EMULSIONUna emulsin es un sistema heterogneo (una fase, dos componentes)

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

(petrleo) bajo la forma de gotas.Alagua se la denominafase dispersa y al petrleofase continua.


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Estudios y Servicios Petroleros S.R.L.

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Se simplifican como emulsiones w/o (water/oil). Existen emulsiones o/w pero noson frecuentes en la industria.

Una caracterstica de las emulsiones w/o es, adems de su fcil formacin, supersistencia conocida como tenacidad. Ello se debe a la existencia de agentes naturales(arcillas, asfaltenos, parafinas) que estabilizan la emulsin (migran a la interfase de lagota dispersa).

Adems, la formacin de la emulsin, requiere de energa, que los fluidoscoproducidos (agua y petrleo) capturan "aguas abajo" del reservorio en el "wellbore",

punzados, bombas de profundidad y vlvulas o chokes en fondo y superficie.

En la tabla siguiente pueden observarse los principales parmetros que afectan laestabilidad (tenacidad) de la emulsin w/o.

TABLA N 1

PARAMETROS QUE AFECTAN LA ESTABILIDAD DE UNA EMULSION

(SVETGOFF)

a) Especficos de la interfase w/o: Molculas que actan como emulsionantes naturales.

Slidos que actan como emulsionantes naturales.

Resistencia (mecnica) del film interfacial.

Tensin interfacial entre los lquidos.

Viscosidad de la pelcula interfacial.

Envejecimiento de la emulsin (aumenta la rigidez de la pelcula interfacial).

b)Especficos de las condiciones de la emulsin: Temperatura (menos estable a mayor temperatura) (1).

Tamao de la fase dispersa (gota de agua, menos estable a mayor tamao) (1).

Viscosidad de la fase continua (a menor viscosidad, menor estabilidad) (1).

Diferencia de densidad entre agua y petrleo (1).

(1) Se conocen como condiciones operativas controlables.


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LA RUPTURA O RESOLUCION DE LA EMULSION

Resolver una emulsin significa separarla en sus componentes, ello se logra conla demulsificacin. Este proceso comprende dos etapas sucesivas:

a) Floculacin o choque entre las gotas de agua dispersa con crecimiento degota.

b) Coalescencia o crecimiento de gota de agua hasta un tamao que haceinestable la emulsin con lo cual el agua se separa por decantacin.

La floculacin es una etapa reversible de "colisin entre gotas" que, por sucarcter de reversibilidad no siempre conduce a la coalescencia. La velocidad defloculacin es mayor cuando:

a) Mayor es el contenido de agua de la emulsin (existen muchas gotas porunidad de volumen de emulsin).

b) La temperatura de la emulsin es alta (la mayor temperatura aumenta lafrecuencia de choques entre gotas).

c) La viscosidad de la fase continua es baja (existe escasa resistencia delpetrleo al movimiento de las gotas de agua que deben chocar).d) Se "excitan" por un medio externo los choques con campos elctricos

(veremos mas adelante que este es el fundamento de los tratadoreselctricos).

La coalescenciaes una etapa irreversible de crecimiento de gota, es mayor cuando:

a) La velocidad de floculacin es alta.b) El film interfacial es muy dbil o poco estable (los qumicos de tratamiento

contrarrestan el efecto de ciertos emulsionantes naturales).

c) Se inactiva trmicamente la pelcula interfacial por disolucin de parafinasy/o asfaltenos slidos.

Cuando la emulsin no se termina de resolver, se produce el cremado (creaming)que crece en las interfaces agua/petrleo deshidratado engrosndolas. Estas interfaces seconocen como colchn de emulsin (emulsin pad) de difcil resolucin.

Las causas ms frecuentes de la existencia de emulsin pads en equipos desuperficie son:


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1) El qumico no resuelve adecuadamente la emulsin.2) La temperatura del tratamiento es demasiado baja.3) Otros qumicos estn contrarrestando el efecto del qumico desemulsionante.Un colchn de estas caractersticas es muy denso y viscoso y constituye una

interferencia al proceso de sedimentacin libre restando altura til al mismo en lostanques.

La resolucin de una emulsin requiere entonces tiempo para que transcurran:

- La floculacin.- La coalescencia.- La completa separacin de las dos fases.

LOS TIEMPOS DE RETENCION PARA LA RESOLUCION

El tiempo operativamente conocido como "tiempo de retencin, decantacin oresidencia y demulsificacin" puede requerir desde segundos hasta horas y aun das.

Existe un "tiempo terico" que se obtiene de dividir la capacidad del tanque detratamiento por el caudal y existe tambin un "tiempo real o efectivo". Esto se debe aque la emulsin (o cualquier otro fluido) sigue un camino de menor resistencia al flujolo cual resulta en una modificacin del tiempo de residencia "terico". La diferenciaentre ambos tiempos depende del diseo interior del equipo de tratamiento, si este esdeficiente mayor ser la diferencia.

Esta variable es la nica que el operador de la PTC no puede controlar. El factor

de cortocircuito es la correccin a los clculos por este efecto.

EL DESALADO DEL CRUDO

El agua coproducida con el petrleo se denomina salada porque en ella, engeneral, el 60/70 % de las sales disueltas estn constituidas por cloruro de sodio, salcomn o halita.

Las gotas del agua dispersas en el petrleo tienen la salinidad del aguacoproducida (el pasaje de la emulsin por un calentador puede concentrarla porevaporacin del agua, pero esto no es frecuente).


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El contenido de sal en cualquier volumen de una muestra de petrleo es, engeneral, solo funcin del contenido de agua salada remanente en el petrleo y de lasalinidad del agua coproducida que puede variar desde nula hasta saturada.

Existen ciertos reservorios de petrleo asociados a rocas de origen qumico(evaporitas) en los cuales es posible la existencia de sal sin agua, no son frecuentes.

Un petrleo de salida de un proceso de desemulsificacin (deshidratacin) puedecontener 1 % de agua o menos.

Si el agua es de una salinidad de 200.000 mg/lt, un 1 % de agua indica que elpetrleo contiene, aproximadamente 2.000 mg/lt de sales requirindose su desaladoporque el petrleo no cumple lo especificado en sales (usualmente 100 mg/lt).

Si, por otro lado, el agua es de una salinidad de 5.000 mg/lt, un 1% indicaraunos 50 mg/lt no siendo necesario desalar para la venta.

Se deshidrata para evitar transportar agua sin valor y se desala para evitarcorrosin y problemas con los procesos de refino (envenenamiento de catalizadores).

Dado que como ya dijimos, los qumicos de tratamiento interactan con las fases

a tratar, un producto que se requiera para tratar agua muy salada debe tener una mejorperformance que uno estndar. Algunos proveedores llamaron a estos qumicosdesalantes, las nuevas formulaciones han dejado fuera de uso esta denominacin.

El proceso de desalado consiste en dos etapas:

1) Deshidratacin, para reducir el agua remanente en el crudo a niveles de 0,2 a1 % (tratamiento de la emulsin).

2) Desalacin, que incluye los medios para incorporar agua dulce comodiluyente de las "sales emulsionadas" y posteriormente deshidratar para reducir el

contenido de agua al nivel especificado (fase de desalacin).

La cantidad del "agua de desalado" requerida para alcanzar el nivel de saladmisible es funcin de:

a) La salinidad del agua remanente.b) La cantidad de agua remanente luego de la primer etapa de deshidratacin

(variable de mayor efecto).

c) La salinidad del agua de dilucin.d) La eficiencia del mezclado agua dulce/petrleo.


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velocidades operativas deberemos lograr gotas con dimetro no menor a 500 micronessi operamos los tanques separadores con fluido a 250 F.

De los parmetros que intervienen en la ecuacin (1), la viscosidad del petrleoes el parmetro de mayor influencia debido a su gran sensibilidad con la temperatura (elcrudo del ejemplo tiene 5.000 cPoise a 100 F y 100cPoise a 200 F.

Esta brusca disminucin de la viscosidad con la temperatura no es el caso paralas diferencias de densidades. Puesto que los coeficientes de expansin trmica son muysemejantes para agua y petrleo, las curvas son casi paralelas aunque puede existir una

temperatura a la cual ambas densidades se crucen (d2 - d1 = 0) donde, la decantacin esnula (aguas poco salinas crudos muy densos).

INSTALACIONES PARA EL TRATAMIENTO DE CRUDOS

Existen diversos mtodos para deshidratar crudos, los mas empleados son losdinmicos entre los que se encuentran:

Tanques lavadores (wash tanks).

Calentadores - tratadores (heaters - treaters).

Separadores de agua libre (free water knockout).

Separadores electrostticos (electric traters).

INTRODUCCION

Una instalacin de tratamiento comienza con la separacin de los fluidosprovenientes del pozo en tres componentes, tpicamente llamadas "fases" (petrleo, gasy agua) y sigue con el procesamiento de las tres fases para ponerlas "en especificacin"de venta (gas y petrleo) o de reuso (agua).

La primer instalacin es el separador donde el gas es "flasheado" de los lquidos(crudo y agua) y separado de los lquidos dependiendo de la presin de los fluidospuede ser conveniente emplear "separacin en cascada" para lograr un petrleoestabilizado optimo (velocidad o presin de vapor en especificacin).

Los separadores pueden ser verticales u horizontales y bifsicos o trifsico (enproduccin usualmente son verticales y bifsicos). El gas separado sigue desde el

separador a proceso (estabilizacin con ajuste de punto de roco, deshidratacin y/oremocin de gases cidos).


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El petrleo y su emulsin (junto al agua libre - no emulsionada) pasa a una etapade separacin de agua libre, para ello se emplea un separador bifsico (FWKO) donde elfluido llega con poco gas asociado, o un tanque cortador (para cortar el agua libre).

A partir de all, la funcin de la PTC es poner el crudo en especificacin desales, agua y en algunos casos presin de vapor.

Son valores contractuales usuales:

- Agua y sedimentos (basic sediment and water - BSyW): 0,5 - 3 %.- Sales: 10 - 20 lbs/1.000 bbl (20 - 60 mg/lt).- Presin de vapor Reid: 15 psig.

EL TANQUE CORTADOR (GUN BARREL)

Un "gun barrel" es un tanque tratador con flujo descendente central vertical queopera a presin atmosfrica.

Un GB tpico tiene una cmara superior desgasificadora o bota en el tope.

La emulsin a tratar desciende por el centro hasta un dispersor (spreader) dondeingresa al nivel de agua buscando su camino de ascenso por flotacin (diferencia dedensidad) hasta el nivel superior de petrleo.

En general, no tienen calentamiento aunque en zonas fras son aisladostrmicamente del exterior cuando el fluido ingresa a temperatura.

Tienen un sifn lateral, vistos lateralmente presentan tres secciones verticales:

- Gas (superior).- Petrleo (media, zona de decantacin).- Agua separada (zona de lavado o corte).Los GB son, bsicamente tanques sedimentadores, y existen un nmero muy

grande de diseos interiores.

El gas disuelto en la emulsin atenta contra la eficiencia del proceso dedeshidratacin por gravedad diferencial porque las burbujas de gas, al liberarse "frenan"la decantacin libre para evitar esto se incorpora la bota en la entrada.


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LOS TANQUES LAVADORES (WASH TANKS)

Un tanque lavador (WT) esta diseado para "lavar" la emulsin por pasaje, en sucarrera ascendente, a travs de un colchn acuoso de menor salinidad que la del aguaemulsionada.

Es adems, un tanque atmosfrico que permite acelerar la decantacinfavoreciendo la coalescencia de las gotas de emulsin.

Como en los GB existen muchos diseos de WT y, en algunos casos, ambos

pueden estar funcionando en uno solo.

En un WT la salinidad del colchn de agua debe ser controlada regularmentepara que mantenga capacidad de dilucin de agua salada. Para ello debe alimentarse conagua dulce.

En los tanques lavadores el crudo a tratar ingresa mediante un dispersor, por elfondo del tanque. Un gun barrel puede operar como wash tank.

Para el dimensionamiento de un WT debe tenerse en cuenta que la velocidad deascenso del petrleo debe ser superior a la de sedimentacin del agua para que el

"lavado" sea eficiente.

Como ya mencionamos, la temperatura del crudo a tratar es muy importante paralograr la eficiencia del proceso.

CALENTADORES - TRATADORES (HEATER TREATER)

Un HT combina una seccin de calentamiento del crudo a tratar con otra decoalescencia en un mismo equipo.

Suelen instalarse aguas debajo de separadores y FWKO, tienen tiempos deresidencia de 3 a 5 minutos y son horizontales o verticales. En un HT, vertical porejemplo, la emulsin ingresa por la parte superior y viaja en cada vertical por un tubohasta el dispersor que se aloja debajo de la lnea del tubo de fuego.

La seccin inferior obra de FWKO (de pequeo volumen), la emulsin asciendea travs de la seccin de coalescencia. Por la cabeza se elimina el gas liberado y seencuentra el rebalse de crudo tratado.

En HsTs de diseo avanzado se incorpora una seccin coalescedora para acelerarel proceso. Un coalescedor es un medio mecnico (mallas o placas) que provoca laasociacin entre gotas y su crecimiento dentro de la fase continua.


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Un HT resume, en un solo equipo los efectos de qumico, calor y decantacin.Para ello rene los siguientes elementos: una zona de separacin gas - petrleo; una deseparadores de agua libre (FWKO); un calentador; un tanque lavador; una seccinfiltrante; otra de estabilizacin y una tercera decantadora.

LOS TRATADORES ELECTRICOS (ELECTRICAL DEHYDRATORS)

En el ao 1908, una tubera para petrleo crudo de u$s 4.000.000 cercana a la U.de California se hizo inoperable por la emulsificacin de agua en el petroleo. En esapoca el Dr. Cottrel se encontraba desarrollando en la universidad su proceso de

precipitacin elctrica de aerosoles (gotas muy finamente dispersas en un gas) con loque particip del estudio del problema.

Resolvi la emulsin aplicando un campo de alto voltaje y esa solucin tcnicase generalizo.

Aunque puede existir cierto predominio de tamao de gota en una emulsin(distribucin gaussiana) el mismo no es uniforme. Entre la simplificaciones queaceptamos al plantear la ecuacin de Stokes, existen dos que vale considerar acontinuacin:

1) Se aplica a partculas de forma esfrica.2) El ejemplo que citamos en tabla N2 asumi que sedimentaba un solo

tamao de gota en el tanque.

Una mas ajustada aproximacin para gotas de agua dispersas en petrleo fuepropuesta por Rybczynski - Hadamard:

= 2g (d2 - d1) . r2 . w + o (2)3 o 3 w + 2 o

Donde:

w = viscosidad del agua.

o = viscosidad del petrleo.

Aunque es infrecuente, si w >> o la ecuacin se transforma en la ecuacin de Stokes.

En la mayora de los casos, o >> w y v puede ser 50 % mayor que para unapartcula esfrica.

Sigue observndose sin embargo en (2) que las propiedades mas importantes del

fenmeno de sedimentacin son la diferencia de densidad entre fases y la viscosidad dela fase continua.


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Para apreciar el efecto de estas variables veamos un ejemplo simple que surge deapreciar Stokes: supongamos que alimentamos un equipo deshidratador a un caudal

suficiente para lograr sedimentar totalmente gotas de 1,4 m. Con una estimulacin

trmica del doble (d2 - d1/ se baja a la mitad), cabria esperar una mejora de remocin

de tamao de gotas hasta 1,0 m. Por otro lado si la alimentacin cambiase a gotas

predominando en 1,0 m, deberamos estimular trmicamente el fluido de entrada en un50 % para alcanzar niveles iguales de BSW de entrega.

Un tratador electrosttico tiene, en la seccin de coalescencia una seccin conelectrodos que generan un campo electrosttico de CA o CC el cual promueve la

coalescencia de las gotas de agua. En el interior de un campo de alto voltaje una gotaaislada se transforma en un dipolo inducido (partcula con carga positivas y negativasorientadas). Dos gotas atradas por el dipolo (las cargas opuestas se atraen), coalescenentre si y crecen.

EN RESUMEN

Todos los equipos de TC se disean, en base a las propiedades de los fluidos atratar y a los para metros operativos que un tratamiento eficiente requiere.

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

concentracin de los qumicos que ser necesario incorporar para coadyuvar (asistir) ala eficiencia de los procesos.

El mayor inconveniente con el que tropieza el operador de la PTC es la variacintemporal y espacial de la carga a la PTC.

Generalmente, una vez puesta en marcha la PTC la variacin de los fluidos(otros horizontes y diferentes fluidos), de los sistemas de produccin / extraccin y lallegada de qumicos de tratamiento de pozos, atentan contra la normal operacin de laPTC.

Una vez diseada, construida y montada no hay mucho margen para cambiarcondiciones operativas, el primer gran inconveniente surge cuando se supera lacapacidad de tratamiento de diseo (deben reducirse los tiempos de residencia). Elsegundo gran inconveniente es la irrupcin de agua con la necesidad de manejar grandes% de la misma.

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ANEXO

EL FUNCIONAMIENTO DE LOS DESEMULSIONANTES QUIMICOS

Ampliaremos algunos conceptos ya esbozados en la parte a) de la Tabla N1:parmetros especficos de la interfase w/o.

El tratamiento de las emulsiones con qumicos es un arte mas que una ciencia.Ello se debe a que su accin se ejerce en la interfase gota de agua - petrleo y esta tiene

caractersticas nicas en cada sistema a tratar.

El desemulsionante debe desintegrarla interfase para que se libere la gota deagua a la coalescencia.

La interfase puede estar compuesta por muchas especies: asfaltenos, parafinas,finos de la formacin, incrustaciones y productos de corrosin, otros qumicos detratamiento, etc.

Tanto como existe una viscosidad de la fase continua petrleo, existe unaviscosidad de la interfase y aunque usualmente la primera no tiene propiedades

viscoelsticas, las mismas son frecuentes en la interfase w/o.

Cuando el pH de agua es bajo y existen asfaltenos en el crudo (es de colornegro), la interfase w/o se hace rgida y mas difcil de penetrar.

Cuando el petrleo se encuentra a una temperatura por debajo de su punto deenturbiamiento existen parafinas insolubles en el seno del mismo que aumentan laviscosidad de la fase continua y por ende la barrera que debe atravesar el qumico parallegar a la gota. (ver Nota Tcnica N 28 ).

Un desemulsionante es un surfactante (surface activity agent) que actamodificando las propiedades, para este caso de la interfase agua - petrleo. Para ellodebe llegar a la interfase, toda barrera de difusin que frene el transporte a esa interfasehace mas lento el proceso.

Una emulsin de un petrleo con alto contenido de asfaltenos y agua muy salina,es mas tenaz (difcil de resolver) que otra de petrleo parafinoso o con agua de bajasalinidad. Existen asociaciones de cargas elctricas entre agua y petrleo en lasinterfaces que dificultan el tratamiento.

El desempeo de un desemulsionante qumico es, por lo antes citado sensible al

tipo de crudo, naturaleza qumica del agua, pH de la fase acuosa y, obviamente,temperatura de tratamiento.


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Los primeros desemulsionantes (1920) fueron jabones, y sulfonatos y serequeran concentraciones de 1.000 ppm, ya en 1980 las bases y sus mezclasdesarrolladas como desemulsionantes permitan emplear satisfactoriamente dosis de 5 a20 ppm.

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