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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