Libro Sistemas de Tratamiento de Agua

8/9/2019 Libro Sistemas de Tratamiento de Agua

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Especializacin en Produccin de Hidrocarburos Escuela Ingeniera Petrleos UIS

Contenido

Introduccin

Normas de disposicino Operaciones en Tierra

Caracteristicas del agua de Produccion

o Solidos

o Solidos precipitados ( Escamas)

Carbonato de Calcio

Sulfato de Calcio

Sulfuro de Hierro

Sulfato de Bario y Sulfato de estroncio

o Eliminacion de Escamas

Control De Escamas Usando Inhibidores Quimicos

o Arena y otros solidos

o Gases disueltos

o Aceite Disuelto

Emulsiones aceite- agua

o Emulsion agua en aceite

o Emulsion Aceite en agua

o Emulsion compleja

o Agentes emulsificantes

o Agentes de Estabilidad de una emulsion

o Variables de desestabilizacin de emulsiones

o Como prevenir formacin de emulsiones

o Mecanismos de rupturas de emulsiones

Acercamiento de gotas


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Drenaje depelicula

Coalescencia

o Bacterias

Aerobicas

Anaerbicas

Facultativas

Sistemas de tratamiento de agua producida

o Sistemas tpicos

Separacin por gravedad Coalescedores

Dispersin

Flotacin

Flitracion


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Jorge Enrique Forero Sanabria Sistemas de Tratamiento de Agua

INTRODUCCIN

Cuando los hidrocarburos (petrleo crudo, condensado y gas natural) son

producidos, la corriente suele contener el agua producida en asociacin con estoshidrocarburos. El agua producida es normalmente salmuera, salobre o salada encalidad y tambin, en raras ocasiones, pude ser fresca.

El agua debe ser separada de los hidrocarburos y debe ser dispuesta de maneraque no viole las regulaciones ambientales establecidas. Tpicamente, el aguaproducida se separa de los hidrocarburos usando equipos tales como separadoresde tres fases, calentadores, separadores de agua libre, entre otros.

Estos dispositivos de separacin que actan por gravedad no alcanzan altaseficiencias de separacin de hidrocarburos de las aguas de produccin yfinalmente el agua separada contendr entre 0,1 y 10% en volumen dehidrocarburos en dispersin y disolucin. Sin embargo estas condiciones no sonsuficientes para disponer el agua al ambiente y normalmente tampoco para serreinyectada.

Las regulaciones para disposicin de agua de produccin en facilidades offshorevaran de pas a pas. El incumplimiento de estos reglamentos a menudo puederesultar en sanciones civiles, grandes multas, y prdida o diferida de laproduccin. La violacin intencional de estas normas puede resultar enpersecucin penal de los funcionarios y otras personas que acten en nombre dela empresa. En la actualidad, las regulaciones exigen que el contenido de aceitey grasa total en los efluentes debe reducirse a niveles que oscilan entre los 15mg/l a 50 mg/l dependiendo del pas de operacin. En los Estados Unidos, elestndar actual, en alta mar, es de 29 mg/l.

En sistemas en tierra, por lo general es prohibida la eliminacin (vertimiento) delagua producida en aguas superficiales, por regulaciones ambientales. Por lotanto, por disposicin general, se requiere que el agua de produccin seainyectada en un pozo de disposicin; as mismo el tratamiento para remocin dehidrocarburos del agua de produccin para disposicin por inyeccin, no escomnmente regulado; sin embargo, es necesario contar con un permisoreglamentario antes de iniciar los proyectos de disposicin de agua producida porinyeccin. Este procedimiento de regulacin contribuye a salvaguardar lossuministros subterrneos de agua potable, asegurando que los pozos deeliminacin sean perforados y terminados de manera que estn aislados de zonas


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de abastecimiento de agua fresca, la cual es fuente de generacin de aguapotable.

La remocin de hidrocarburos dispersos en aguas de inyeccin debe hacerse a

niveles tan o ms bajos que los requeridos para la descarga de agua en alta mar,con el fin de preparar la corriente para el sistema de filtracin de retiro de slidossuspendidos, aguas abajo.

El propsito de este documento es presentar el ingeniero un procedimiento paraseleccionar el equipo apropiado para el tratamiento de agua produccin yproporcionar las ecuaciones tericas y reglas empricas necesarias paradimensionarlo.

Cuando este procedimiento de diseo se sigue, el ingeniero ser capaz dedesarrollar un diagrama de flujo de procesos, determinar tamao de los equipos yevaluar propuestas de vendedores y tecnologas, una vez se disponga de lascondiciones de calidad del agua a tratar, del agua tratada, el flujo de aguaresidual, las caractersticas de las dispersiones, las condiciones de temperatura, yotras condiciones particulares de cada caso.


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NORMAS DE DISPOSICION

OPERACIONES OFFSHORE

Las normas para la disposicin de agua producida en zonas terrestres o marinasson emitidas por autoridades reguladoras gubernamentales. En la Tabla 1 seresumen las normas de disposicin offshore para varios pases. Las normas hansido actualizadas al ao 2008.

Tabla 1

Tomado de Surface production Operations Arnold K y Stewart M. (2008)

Adems de poner lmites al contenido de aceite y a los dems componentescontaminantes, las agencias reguladoras generalmente especifican un mtodoanaltico para la determinacin del contenido de stos.

Dado que existen varios mtodos analticos para determinar estos contenidos yque estos mtodos pueden proporcionar resultados diferentes para la mismamuestra, es necesario conocer los rangos de aplicacin, la precisin y la exactitudde cada uno estos mtodos.

La toxicidad del agua producida se regula slo en los Estados Unidos, donde serequiere un permiso del gobierno, el cual limita la toxicidad de las aguas a ser

vertidas.


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OPERACIONES EN TIERRA

La disposicin del agua producida en los arroyos y ros de agua dulce en generalest prohibida, salvo en casos muy limitados, como cuando el efluente es muy

bajo en salinidad. Algunas salmueras de los campo de petrleo pueden matar alos peces y la vegetacin de agua dulce.

Las agencias reguladoras generalmente requieren que el agua producida en lasoperaciones en tierra, se disponga mediante inyeccin, aunque este procesotambin tiene algunas limitadas excepciones. Adems de regular la eliminacinsubterrnea, las agencias gubernamentales tambin regulan el completamiento yla operacin de los pozos de disposicin.

CARACTERISTICAS DEL AGUA DE PRODUCCIN

El agua producida contiene una serie de sustancias, adems de los hidrocarburosque afectan la manera en que sta debe ser tratada. La composicin y laconcentracin de dichas sustancias pueden variar entre los campos e inclusoentre diferentes zonas de produccin en el mismo campo. (Ver tabla 2).

La terminologa utilizada para medir la concentracin de estos componentes esmiligramos por litro (mg/l), y la proporcin es aproximadamente igual a las partes

por milln (ppm). Algunos de los componentes importantes del agua producida sediscuten a continuacin.


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Tabla 2[Escriba una cita

del documento o


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SOLIDOS DISUELTOS

Las aguas producidas contienen slidos disueltos, en gran variedad deconcentraciones, las cuales pueden variar de menos de 100 mg/l a ms de300.000 mg/l; los factores que afectan esta propiedad son principalmente: la

ubicacin geogrfica, la profundidad, as como tambin la edad y tipo de depsito.

En general, el agua producida con el gas, es vapor de agua condensada, conpocos slidos disueltos o sea con una salinidad muy baja. El agua producida depozos de aceite y gas, en donde se encuentran acuferos normalmente tienemucho ms slidos disueltos. El agua producida de acuferos calientes tiende atener mayores concentraciones de TDS (total dissolved solids), mientras queaquella que proviene de acuferos fros los TDS tienden a ser menores.

En general los slidos disueltos son elementos inorgnicos que son

predominantemente aniones de sodio (Na+

) y cationes de cloruro (Cl-

). Otroscationes comunes son los de calcio (Ca2 +), magnesio (Mg2 +) y hierro (Fe2 +),mientras que los de bario (Ba2 +), potasio (K +), estroncio (Sr +), aluminio (Al3 +), ylitio (Li +) se encuentran con menos frecuencia. Otros aniones presentes son elbicarbonato (HCO-3

), el carbonato (CO 3-2) y el sulfato (SO-4).

Todas las facilidades para el tratamiento de agua de produccin, deberan teneranlisis de datos de agua de cada yacimiento (si proviene de varios) y para lacorriente de agua producida tpica del campo. De especial importancia son lascaracterizaciones de los componentes que podran precipitar para formar escamas

y sedimentos.

SOLIDOS PRECIPITADOS (ESCAMAS)

Los iones ms problemticos en las aguas de produccin son aquellos quereaccionan para formar precipitados cuando hay cambios de presin, detemperatura o composicin. Estas son los conocidos depsitos que se forman enlas tuberas de produccin, en las lneas de flujo, en los recipientes y en losequipos de tratamiento de agua producida.

La mezcla de agua oxigenada residual con agua de produccin, se debe evitar yaque puede resultar en la formacin de escamas de carbonato de calcio (CaCO 3),de sulfato de calcio (CaSO4), y de sulfuro de hierro (FeS2), junto con slidosrecubiertos de petrleo.


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Carbonato de calcio (CaCO3)

El Carbonato de calcio (CaCO3) precipitado, puede formarse por la mezcla deaguas de produccin diferentes, pero la causa ms comn es la reduccin en lapresin, que genera la liberacin de dixido de carbono disuelto del agua

producida.Este fenmeno incrementa el pH de las aguas, lo cual genera reduccin de lasolubilidad del CaCO3y se produce la precipitacin de las escamas.

Los efectos de temperatura son igualmente importantes ya que el CaCO3 esmenos soluble a temperaturas altas, por lo cual es normal encontrar depsitos deeste compuesto en intercambiadores de calor, calentadores y tratadores.

Su solubilidad en agua dulce es aproximadamente 1000 mg/l a 60F (15C) ydisminuye a 230 mg/l, cuando la temperatura se incrementa a 200F(93C),

afortunadamente, a mayor salinidad la solubilidad del CaCO3es mayor que en elagua fresca.

Sulfato de Calcio (CaSO4)

El sulfato de calcio (CaSO4) es una de las muchas clases de escamas de lossulfatos y es ms comnmente conocida como yeso. Al igual que CaCO3, puedeformarse, ya sea como resultado de mezclar diferentes aguas o naturalmentecomo resultado de cambios en temperatura y presin mientras el agua viaja desdeel subsuelo a la superficie.

La solubilidad del CaSO4 es mxima (2150 mg/l) a 100F (38C) y disminuye a2000 mg/l, cuando la temperatura alcanza 60F (15C). La solubilidad del CaSO4tambin disminuye al aumentar la temperatura por encima de100 F, alcanzandoun valor de 1600 mg/l a 200F (93C), esta solubilidad tambin aumenta cuandoaumenta la salinidad del agua.

Sulfuro de hierro (FeS2)El sulfuro de hierro (FeS2) es un producto de la corrosin causada por aguas quecontienen sulfuro de hidrgeno disuelto, en contacto con equipo construido deacero al carbono o de otros materiales de hierro. En caso de mezclar el agua quecontiene cationes de hierro (Fe2 +) con otra agua que contiene sulfuro dehidrgeno, en general presentar precipitados, de FeS2.


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Sulfato de Bario y Sulfato de estroncio (BaSO4y SrSO4)

Los sulfatos de bario y de estroncio (BaSO4 y SrSO4) son compuestos muchomenos solubles que el sulfato de calcio, pero afortunadamente estos compuestosno son muy comunes en aguas de produccin.

La solubilidad del BaSO4 es bastante baja, con valores de aproximadamente3 mg/l en el rango de 100F (38C) a 200F (93 C).

En cuanto a la solubilidad del SrSO4es de 129 mg/l a 77F (25C) y disminuye a68 mg/l, si la temperatura de la solucin aumenta a 257F (125C). Si unacorriente de agua producida que contiene cantidades apreciables de iones debario o estroncio se mezcla con un agua rica en sulfatos, es muy probable que segeneren escamas de sales de bario y / o de estroncio.

Estas aguas son incompatibles debido a esta caracterstica de formacin de

depsitos y por lo tanto no se deben mezclar.

ELIMINACION DE ESCAMAS

El cido clorhdrico puede ser utilizado para disolver escamas formadas decarbonato de calcio y de sulfuro de hierro.

Sin embargo, al reaccionar, el sulfuro de hierro con el cido clorhdrico se producesulfuro de hidrgeno, un gas altamente txico, cuya caracterstica principal es elolor a huevos podridos. Debido a la alta toxicidad del sulfuro de hidrgeno, debenponerse en prctica severos controles de seguridad.

El sulfato de calcio no es soluble en cido clorhdrico, pero se pueden usaralgunos productos qumicos disponibles que lo convierten en una forma soluble encido y as puede ser removido con los tratamientos cidos. Este proceso es lentodebido a que se requieren mltiples pasos para su eliminacin, capa por capa.Esto hace que la eliminacin del sulfato de calcio, sea ms difcil que la del

carbonato de calcio.Por ahora no hay procesos prcticos para la disolucin de escamas de sulfato debario o estroncio. Estas escamas de alta dureza generalmente pueden serremovidas por medios mecnicos, sin embargo este es un proceso de altoconsumo de tiempo. La eliminacin mecnica de estas escamas puede crear unproblema de eliminacin de los residuos resultantes y podra convertirse en unasituacin de contaminacin por materiales radiactivos naturales (NORM).


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CONTROL DE ESCAMAS USANDO INHIBIDORES QUIMICOS

Los productos qumicos inhibidores de escamas estn disponibles para retardar oprevenir todos los tipos de depsitos a partir de las sales minerales. La principalfuncin de estos inhibidores es que envuelve los pequeos cristales en su primeraetapa de formacin lo que retrasa el crecimiento.

Los inhibidores de formacin de escamas ms comunes incluyen:

Fosfatos Inorgnicos (baratos pero aplicables slo a bajas temperaturas)

Fosfatos de steres orgnicos (fciles de controlar pero limitados a lastemperaturas por debajo de 100F)

Fosfatos (fciles de controlar y tienen mayor estabilidad trmica por lo quepuede usarse hasta 150F)

Polmeros (mejor estabilidad trmica y eficientes, pero son difciles demonitorear)

ARENA Y OTROS SOLIDOS EN SUSPENSION

Adems de las partculas de escamas, el agua de produccin a menudo contieneotros slidos suspendidos. Estos incluyen arena y arcilla de formacin, slidos deestimulacin y fracturamiento o productos de corrosin.

La cantidad de slidos en suspensin es generalmente pequea a menos que elpozo produzca de una formacin no consolidada, en cuyo caso se pueden generargrandes volmenes de arena.

La arena producida es a menudo mojada por aceite lo que hace que el procesopara su eliminacin y tratamiento sea difcil. Si se logra mantener estos slidos

mojados por agua, el proceso de tratamiento es mucho ms fcil y econmico.Pequeas cantidades de slidos en agua de produccin pueden ser ms o menosproblemticos en el tratamiento de aguas producidas, esto depende,principalmente, del tamao de las partculas y su atraccin relativa con el aceitedisperso.


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Si las caractersticas fsicas y las cargas electrnicas de los slidos resultan enatraccin por las gotas de aceite dispersas, las partculas slidas tienden a unirsecon las gotas de aceite dispersas, se crea un estado que estabiliza lasemulsiones, impidiendo la coalescencia y la separacin de la fase aceitosa. Lagravedad especfica de la gota combinada de aceite/slidos tiende a aproximarse

a la densidad del agua producida, por lo que la separacin por gravedad seconvierte en un proceso cada vez ms difcil sino totalmente intil

La concentracin de slidos en suspensin se puede controlar con prueba de filtroMillipore de 0.45 micrones, y el residuo se puede analizar en busca de minerales,como un intento de identificar el origen de los slidos.

Cuando los slidos estn presentes, las mejores prcticas a aplicarse incluyen lassiguientes:

El tratamiento qumico debe ser uti lizado para "romper" la atraccin electrnicaentre la partcula slida y la gota de aceite.

El diseo de equipos debe incorporar puertos remocin de slidos, chorros, y/oplacas.

Las tcnicas de medicin de aceite que no sean afectadas por los slidos son lasrecomendadas.

La inyeccin de agua como disposicin final requiere de zonas de eliminacinque sean de alta porosidad, para evitar que los slidos en suspensin generen un

taponamiento acelerado. Por otra parte se debera considerar la posibilidad deutilizar equipos de filtracin para eliminar estas partculas antes de la inyeccin.Tambin debe considerarse lavados peridicos con cidos o retrolavados, paramantener la capacidad de inyeccin en cada pozo de disposicin.

En los casos en que el agua se usa para mantener la presin y mejorar larecuperacin, a menudo requiere filtracin (para eliminar los slidos ensuspensin), adems se debe mantener la presin de inyeccin por debajo de lascondiciones de fractura de la formacin.

GASES DISUELTOS

Los gases ms importantes encontrados en el agua de produccin incluyen gasnatural (Metano, etano, propano y butano), sulfuro de hidrgeno y dixido decarbono.


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En el yacimiento el agua puede estar saturada de estos gases en condiciones depresin relativamente altas. A medida que el agua producida fluye del yacimientola mayora de estos gases se despoja a la fase de vapor y se retiran en losseparadores primarios y tanques de almacenamiento. La presin y temperatura alas que el agua de produccin se separa del aceite, del condensado y / o del gas

natural, son determinantes en las caractersticas y calidad de los gases disueltosque estarn contenidos en el agua producida que alimentar las plantas detratamiento.

A mayor presin de separacin, mayor ser la cantidad de gases disueltos, y deforma inversa sucede con la temperatura; cuanto mayor sea la temperatura deseparacin, menor ser la cantidad de gases en solucin.

Los componentes del gas natural son poco solubles en agua a presionesmoderadas, por lo tanto casi siempre estarn presentes en la corriente de agua

producida. Es interesante observar que los componentes del gas natural tienenuna gran afinidad por las gotas de aceite dispersas, y este principio se aplica en eldiseo de sistemas de flotacin, el cual es un proceso comnmente usado ensistemas de tratamiento de agua.

Si el sulfuro de hidrgeno est presente en el fluido del yacimiento o si existen lasbacterias sulfato reductoras es muy posible que se presenten problemas deformacin de depsitos debido a que el sulfuro de hidrgeno es corrosivo, ynormalmente provoca un aumento de sulfuro de hierro.

Adems el sulfuro de hidrgeno es sumamente txico si es inhalado, lo quedificulta de gran manera la operacin y mantenimiento de equipos, sobre todocuando los recipientes se deben abrir para realizar ajustes, por lo que requiere queel personal use equipo de respiracin de seguridad.

Tambin de debe considerar que el sulfuro de hierro (producto de la corrosin delsulfuro de hidrgeno) presenta un riesgo potencial de incendio ya que es propensoa auto-ignicin cuando se expone al aire o a otros fuentes de oxgeno.

Si el dixido de carbono est presente en el fluido del yacimiento, tambin loestar en el agua producida. El dixido de carbono es corrosivo y puede provocar

un aumento de CaCO3.con las consecuencias ya conocidas, Por otro lado, laeliminacin de CO2y H2S resulta en un aumento del pH, lo cual es una condicinfavorable para formacin de depsitos.

El oxgeno no se encuentra naturalmente en el agua de produccin. Sin embargo,cuando el agua producida es llevada a la superficie y se expone a la atmsfera, eloxgeno se absorbe en sta. El agua que contiene oxgeno disuelto puede causar


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grave y rpida corrosin, y generacin de slidos debido a las reacciones deoxidacin. Para evitar este proceso se requiere mantener aislados todos losrecipientes de almacenamiento y procesamiento de agua, por ejemplo usando unsistema de gas de cobertura (gas blanket).

El agua de mar se utiliza a menudo como fuente de agua en procesos deinyeccin de agua y de mantenimiento de presin en operaciones offshore. Elagua de mar contiene cantidades considerables de oxgeno disuelto y de dixidocarbono. Las bacterias en agua de mar sin tratar tambin puede ser un problemacomplejo. El oxgeno y el dixido de carbono pueden ser eliminados del agua, porsistemas de desaireacin de vaco o despojo con gas inerte antes de la inyeccin.

ACEITE DISUELTO

El aceite disuelto es tambin llamado "aceite soluble," representa todos loshidrocarburos y otros compuestos orgnicos que tienen una cierta solubilidad en elagua producida.

La fuente del agua de produccin afecta la cantidad de aceite disuelto, presente.El agua generada en los procesos de tratamiento de gas y/o condensado,generalmente tiene mayores niveles de hidrocarburo disuelto que las aguas deproduccin de petrleo lquido.

La mayor parte de estos hidrocarburos son los compuestos aromticos (benceno,

tolueno, etilbenceno y xilenos (BTEX) que por su naturaleza tiene mayor afinidadpor el agua que los hidrocarburos saturados.

Los equipos de separacin gravitacional no remueven el aceite disuelto, serequieren tecnologas como bio-tratamiento, filtracin-adsorcin, extraccin porsolvente, membranas, entre otras, las cuales son muy costosas y limitadas enaplicaciones industriales, debido especialmente a que las aguas deben estartotalmente libres de compuestos suspendidos, antes de ser sometidos a estastecnologas.

Sin embargo existen tecnologas como la fotlisis que ya han sido desarrolladasen Ecopetrol, y que son de mejor desempeo que las anteriormente mencionadas.


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En los campos petroleros las emulsiones de agua en aceite (W/O) son llamadasemulsiones directas, mientras que las emulsiones de aceite en agua (O/W) sonllamadas emulsiones inversas.

Esta clasificacin simple no siempre es adecuada, ya que tambin pueden ocurrir

emulsiones mltiples o complejas (o/W/O w/O/W). Adems, esta clasificacin esmuy particular de la industria petrolera, ya que en general las emulsiones O/W sondenominadas emulsiones normales y las W/O son las inversas.

En las siguientes figuras se pueden observar diferentes tipos de emulsin. En lafigura 1, una emulsin agua-aceite, en la figura 2, una emulsin aceite en agua, yen la figura 3 una emulsin compleja.

Figura 1. Microfotografa de una emulsin agua en aceite

Figura 2. Microfotografa de una emulsin aceite en agua


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Figura 3. Microfotografa de una emulsin compleja

En las emulsiones directas, la fase acuosa dispersa se refiere generalmente como

agua y sedimento (BS&W) y la fase continua es petrleo crudo. El BS&W esprincipalmente agua salina, sin embargo, slidos tales como arena, lodos,carbonatos, productos de corrosin y slidos precipitados o disueltos seencuentran tambin presentes, por lo que BS&W tambin es llamada, Agua ySedimento Bsico (BS&W).

Otra terminologa en la industria petrolera es clasificar las emulsiones directasproducidas como duras y suaves. Por definicin una emulsin dura es muy establey difcil de romper, principalmente porque las gotas dispersas son muy pequeas.

Por otro lado, una emulsin suave es inestable y fcil de romper. En otraspalabras, cuando un gran nmero de gotas de agua de gran dimetro estnpresentes, ellas a menudo se separan fcilmente por la fuerza gravitacional.

El agua que se separa en menos de cinco minutos es llamada agua libre. Lacantidad de agua remanente emulsionada vara ampliamente desde 1 a 60 % envolumen.


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En los crudos medianos y livianos (>20 API) las emulsiones contienentpicamente, de 5 a 20 % volumen de agua, mientras que en los crudos pesados yextrapesados (


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a) Aumento de la tensin interfacial. Por lo general, para emulsiones de crudo latensin interfacial es de 30 a 36 N/m. La presencia de sales tambin aumenta latensin interfacial.

b) Formacin de una barrera viscosa que inhibe la coalescencia de las gotas. Estetipo de pelcula ha sido comparada con una envoltura plstica.

c) Repulsin de unas gotas con otras debido a su carga elctrica, si el surfactanteo partcula adsorbida en la interfase es polar.

Un segundo mecanismo de estabilizacin ocurre cuando los emulsionantes sonpartculas slidas muy finas. Para ser agentes emulsionantes, las partculasslidas deben ser ms pequeas que las gotas suspendidas y deben ser mojadas

por el aceite y el agua. Luego estas finas partculas slidas o coloides (usualmentecon surfactantes adheridos a su superficie) se colectan en la superficie de la gotay forman una barrera fsica. Ejemplos comunes de este tipo de emulsionante sonel sulfuro de hierro y la arcilla. En la figura 4, se muestra la adsorcin de diferentespartculas emulsionantes en una gota de agua.

Figura 4. Representacin grfica de la estabilizacin de una gota de aguapor agentes emulsionantes presentes en el petrleo crudo.


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Cules son las propiedades que intervienen en la estabilidad de la emulsin?

El rompimiento de la emulsin depende de las siguientes propiedades (Salager1987):a) Tensin interfacial. Una reduccin de la tensin interfacial no es suficiente para

aumentar la estabilidad de la emulsin. Se ha encontrado recientemente que lossistemas de tensin ultra-baja producen emulsiones inestables. Estudios detensin interfacial dinmica entre crudo y agua muestran que la tensin disminuyecon el tiempo y que se requieren varias horas de contacto para obtener un valorestable. A partir de las mediciones de tensin interfacial (IFT) se puede concluirque es la fraccin de la resina que tiene la ms alta afinidad por la interfase. Lasresinas pueden reducir la IFT a valores cerca de 15 N/m, mientras que losasfaltenos la reducen en 25 N/m como valor lmite.

El valor para el petrleo crudo es del orden de 30 N/m, lo cual revela que hay otroscomponentes que influencian la IFT adems de las resinas y asfaltenos.

b) Viscosidad de la fase externa. Una viscosidad alta en la fase externa disminuyeel coeficiente de difusin y la frecuencia de colisin de las gotas, por lo que seincrementa la estabilidad de la emulsin. Una alta concentracin de las gotastambin incrementa la viscosidad aparente de la fase continua y estabiliza laemulsin. Este efecto puede ser minimizado calentando la emulsin.

c) Tamao de la gota. Gotas muy pequeas menores de 10 m generalmente

producen emulsiones ms estables. Una amplia distribucin de tamaos departculas resulta en general en una emulsin menos estable.

d) Relacin de volumen de fases. Incrementando el volumen de la fase dispersase incrementa el nmero de gotas y/o tamao de gota y el rea interfacial. Ladistancia de separacin se reduce y esto aumenta la probabilidad de colisin delas gotas. Todos estos factores reducen la estabilidad de la emulsin.

e) Temperatura. Generalmente, la temperatura tiene un efecto muy fuerte en laestabilidad de la emulsin, siempre y cuando la emulsin no sea estabilizada poralgunos slidos. Incrementando la temperatura se reduce la adsorcin desurfactantes naturales y disminuye la viscosidad de la fase externa, la rigidez de lapelcula interfacial y la tensin superficial. Todos estos cambios reducen laestabilidad de la emulsin. En presencia de surfactantes aninicos, un aumento detemperatura aumenta la afinidad de estos por la fase acuosa, mientras que loinverso ocurre con surfactantes no-inicos.


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f) pH. La adicin de cidos o bases inorgnicos cambia radicalmente la formacinde pelculas de asfaltenos y resinas que estabilizan las emulsiones agua-aceite.Ajustando el pH se puede minimizar la rigidez de la pelcula que estabiliza laemulsin y aumentar la tensin superficial.La estabilizacin de la tensin interfacial depende del pH de la fase acuosa, por lo

cual la adsorcin en la interfase presenta una histresis que indica que lasdiferentes molculas emulsionantes (surfactantes naturales que contienen gruposcidos y bases) poseen cinticas de equilibrio muy diferentes.

g) Envejecimiento de la interfase. A medida que la interfase envejece la adsorcinde los surfactantes se completa y debido a las interacciones laterales entre lasmolculas aumenta la rigidez de la pelcula hasta un valor estable en unas 3 a 4horas. Esta pelcula o piel alrededor de la gota llega a ser ms gruesa, ms fuertey ms dura. Adems, la cantidad de agentes emulsionantes se incrementa por

oxidacin, fotlisis, evaporacin o por la accin de bacterias.

h) Salinidad de la salmuera. La concentracin de la salmuera es un factorimportante en la formacin de emulsiones estables. Agua fresca o salmuera conbaja concentracin de sal favorecen la estabilidad de las emulsiones. Por elcontrario, altas concentraciones de sal tienden a reducirla.

i) Tipo de aceite. Los crudos con aceite de base parafnica usualmente no formanemulsiones estables, mientras que los crudos naftnicos y de base mixta formanemulsiones estables. Ceras, resinas, asfaltenos y otros slidos pueden influenciar

la estabilidad de la emulsin. En otras palabras, el tipo de crudo determina lacantidad y tipo de emulsionantes naturales.

j) Diferencia de densidad. La fuerza neta de gravedad que acta en una gota esdirectamente proporcional a la diferencia en densidades entre la gota y la fasecontinua. Aumentando la diferencia de densidad por incremento de la temperaturase logra aumentar la velocidad de sedimentacin de las gotas y por ende, seacelera la coalescencia.

k) Presencia de cationes. Los cationes divalentes como calcio y magnesio tienentendencia a producir una compactacin de las pelculas adsorbidas,probablemente por efecto de pantalla electrosttica de un lado, y por otro, laprecipitacin de sales insolubles en la interfase.

l) Propiedades reolgicas interfaciales. Generalmente, cuando una interfase conmolculas de surfactantes adsorbidas se estira o dilata se generan gradientes detensin. Los gradientes de tensin se oponen al estiramiento e intentan restaurar


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la uniformidad de la tensin interfacial. Como consecuencia, la interfase presentauna cierta elasticidad. ste es el efecto llamado Gibbs-Marangoni.

Tabla 3Variables ms importantes que inciden en la desestabilizacin de una emulsin

Cmo prevenir la formacin de la emulsin agua en petrleo?

Como se mencion las emulsiones se forman en el sistema de produccin delpozo y en las facilidades de superficie debido al cizallamiento, por lo que esrecomendable eliminar la turbulencia y separar las fases lo ms pronto posible.En algunos casos se recomienda inyectar surfactante en fondo de pozo paraprevenir la formacin de la emulsin. Las recomendaciones anteriores no siempreson posibles lograrlas, por lo que en muchos casos es necesario preparar elsistema para asegurar el rompimiento de las emulsiones, casi siempreinevitablemente formadas.

La mejor forma de eliminar las emulsiones es evitar que stas se generen, no slopara deshidratar el crudo sino tambin para tratar el agua producida. Al menosreducir al mximo las condiciones que favorezcan la emulsificacin, tales comoreducir la agitacin, a altas velocidades, flujo con alta disipacin de energa,bombas, vlvulas, chokes, recirculaciones, aditivos innecesarios, etc.


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En pozos fluyentes, la agitacin considerable es generalmente causada por el gasdisuelto saliendo de la solucin (el gas se desorbe) conforme decrece la presin.Este gas tambin causa turbulencia cuando fluye junto con la mezcla bifsicaagua-aceite a travs de accesorios y restricciones en la tubera de produccin.Ocurre el mismo fenmeno cuando se utiliza el levantamiento con gas. Esta

turbulencia puede ser reducida, pero no eliminada, instalando un estrangulador defondo. Este estrangulador reduce la estabilidad de la emulsin debido a lassiguientes causas::a) Hay menos presin diferencial.b) La temperatura de fondo de pozo es considerablemente ms alta que latemperatura en la superficie.c) Hay flujo laminar para una gran distancia corriente abajo del estrangulador defondo y por lo tanto, menos turbulencia.

Actualmente, el 90% de las tcnicas utilizadas para la extraccin de petrleo crudogeneran o agravan los problemas de emulsificacin, como por ejemplo los aditivosqumicos usados en fracturar la formacin, estimulaciones de pozos, inhibicin decorrosin, etc., por lo que existen tambin mtodos para romperlas, tales como elcalentamiento, aditivos qumicos, tratamiento elctrico y asentamiento.

En los casos de bajo contenido de agua (< 10%) resulta ventajoso aadir agua enfondo del pozo antes que se produzca la emulsin porque as la emulsin formadaser menos estable (el tamao de gotas aumenta y se favorece la coalescencia).

Cul es el mecanismo de ruptura de las emulsiones agua/ petrleo?

Diversos estudios se han hecho sobre los mecanismos de ruptura de estasemulsiones, el anlisis de Jeffreys y Davies en 1971 muestra que estas etapas sereducen a tres:

Etapa 1. Acercamiento macroscpico de las gotasCuando las gotas de fase dispersa son ms o menos grandes se aproximan porsedimentacin gravitacional, gobernadas por las leyes de Stokes (basada en lasuposicin de gotas esfricas rgidas) o de Hadamard (movimiento convectivo yefecto de la viscosidad de la fase interna), pero si son menores de 5 m est

presente el movimiento Browniano.


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Ley de Stokes

Ley Hadamard:

donde:Vs = velocidad de sedimentacin de Stokes (cm/s).VH= velocidad de sedimentacin de Hadamard (cm/s).1= densidad del agua (g/cm

3).2= densidad del crudo (g/cm

3).g = aceleracin de gravedad (cm/s2).r = radio de las gotas de agua dispersas en el crudo (cm).e= viscosidad de la fase externa (cp).i= viscosidad de la fase interna (cp).fs= factor de Stokes (1/cm.s)

Una velocidad de sedimentacin del orden de 1 mm por da es suficientementebaja haciendo que el movimiento de conveccin trmica y el movimientoBrowniano sean los efectos dominantes

Esto indica que el problema de sedimentacin puede volverse muy severo paracrudos pesados o extrapesados (Salager 1987), para los cuales la diferencia dedensidad es pequea y la viscosidad es alta.

De los parmetros incluidos en la ecuacin de Stokes, la viscosidad es la quepresenta mayor influencia, producto de la gran sensibilidad de este parmetro antevariaciones en la temperatura. En la figura 5 se muestra la variacin de lavelocidad de asentamiento con la temperatura en trminos del factor de Stokes(fs = Vs/r2) para crudos de distintas densidades API.


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Figura 5. Variacin del factor de Stokes con la temperatura y la gravedad API

Como puede verse, el efecto de la variacin en la temperatura y la gravedad APIen el factor de Stokes es drstico para crudos muy viscosos, lo que da lugar adiferencias de varios rdenes de magnitud en la velocidad de sedimentacincuando se considera una pequea variacin en la gravedad API o se incrementala temperatura.

Etapa 2. Drenaje de la pelculaAl final de la etapa anterior, las gotas se deforman y se genera una pelculaintergota, dando inicio as a la segunda etapa del proceso llamada drenaje de lapelcula, donde estn involucrados fenmenos interfaciales relacionados con la

presencia de surfactantes adsorbidos.

Una vez que dos gotas se acercan, se produce una deformacin de su superficie(adelgazamiento del orden de 0,1 micras o menos) y se crea una pelcula de fluidoentre las mismas, con un espesor alrededor de 500 .


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La velocidad de drenaje de la pelcula depende de las fuerzas que actan en lainterfase de la pelcula. Cuando dos gotas de la fase interna de una emulsin seaproximan una a la otra debido a las fuerzas gravitacionales, conveccin trmica oagitacin, se crea un flujo de lquido entre ambas interfases y el espesor de lapelcula disminuye.

El flujo de lquido de la pelcula trae consigo molculas de surfactantes naturalesadsorbidas debido al flujo convectivo creando un gradiente de concentracin en lainterfase. Este gradiente de concentracin produce una variacin en el valor localde la tensin interfacial (gradiente de tensin) que genera una fuerza opuesta alflujo de lquido fuera de la pelcula, figura 6 (a), (b).

Figura 6(a) Efecto del drenaje de la pelcula sobre la concentracin de surfactantes naturales.

(b) Efecto de la concentracin superficial sobre la variacin en la tensin interfacial en elinterior de la pelcula drenada.

El esfuerzo de corte asociado con el drenaje tiende a concentrar la mayor parte delas molculas de surfactante natural fuera de la pelcula y a disminuir suconcentracin en el interior de la pelcula. Las molculas de desemulsificantes son

adsorbidas en los espacios dejados por los surfactantes naturales en la pelcula,figura 7 (a), (b)


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Figura 7a) Ilustracin esquemtica de la adsorcin del surfactante deshidratante en la superficie

libre de la pelculab) Efecto de la concentracin superficial del surfactante natural y las molculas de

deshidratante sobre la variacin de la tensin interfacial en el interior de la pelcula drenada

Por la variacin de la tensin interfacial con el tiempo, la tasa de adsorcin de losdesemulsificantes en la interfase crudo/agua es ms rpida que la de lossurfactantes naturales del crudo. Cuando la pelcula llega a ser muy delgada y

debido a la proximidad de la fase dispersa, las fuerzas de atraccin de Van derWaals dominan y ocurre la coalescencia.

Toda vez que ocurre el acercamiento de las gotas se pueden presentar variostipos de interacciones entre ellas que retrasen o aceleren el drenaje de la pelcula.Por ejemplo, cuando las gotas poseen en la interfase una carga elctrica, suacercamiento est inhibido por una repulsin de tipo elctrico.

El acercamiento tambin pueden ser demorado por fenmenos electrocinticoscomo el efecto electroviscoso denominado potencial de flujo (fuerza opuesta al

drenaje de la pelcula) y/o un aumento de la viscosidad interfacial (formacin deuna pelcula interfacial rgida e inmovilizacin de la capa de aceite que solvata lascolas lipoflicas). La mejor forma de eliminar estos efectos es anular lasinteracciones del surfactante natural, lo cual se logra mediante la formulacinfisicoqumica (Salager 1987 b)


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Etapa 3. CoalescenciaLa coalescencia se define como un fenmeno irreversible en el cual las gotaspierden su identidad, el rea interfacial se reduce y tambin la energa libre delsistema (condicin de inestabilidad). Sin embargo, este fenmeno se produce slocuando se vencen las barreras energticas asociadas con las capas de

emulsionante adsorbido y la pelcula de fase continua entre las dos gotas. Estaetapa puede considerarse como instantnea respecto a las dos primeras etapas.

Los procesos de deshidratacin utilizan efectos fsicos destinados a aumentar lavelocidad de la primera etapa, tales como el calentamiento, que reduce laviscosidad de la fase externa y aumenta la diferencia de densidad entre los fluidos; un aumento de la cantidad de fase interna (reduce el recorrido promedio de cadagota antes del contacto con otra).

Tambin es posible usar fuerzas diferentes a la gravedad natural para aumentar lavelocidad de contacto y/o el tamao de la gota: gravedad artificial porcentrifugacin (Vold y Groot, 1962), fuerzas capilares con filtros coalescedores(Spielman y Goren, 1962) o fuerzas electrostticas (Cottrell y Speed, 1911).

BACTERIAS

La mayora de las aguas de produccin contiene bacterias, pero en general enpequeas cantidades. La medicin se realiza de acuerdo con el API RP 38,

"Prctica recomendada de Anlisis Biolgico de Aguas del subsuelo de inyeccin".El tipo y el nmero de bacterias son importantes al seleccionar un programa deinyeccin de biocida.

Todas las bacterias tienen varias capas, y algunas sern inmunes a un bactericidaespecfico. Por lo tanto, puede ser necesario la realizacin de ensayos continuos,y el cambio peridico del producto qumico.

Los principales tipos de bacterias son:

Bacterias aerbicas que requieren oxgeno y estn presentes en grandescantidades cuando el agua de mar o el agua de superficie se utiliza para lainyeccin e inundacin con agua. La inyeccin de cloro, por lo general es elproceso utilizado para su control.

Bacterias anaerbicas son las que crecen en ausencia de oxgeno. Una cepa esla de bacterias sulfato reductoras (SRB) que generan los iones de sulfuro


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precursores del sulfuro de hidrgeno, lo que representa corrosin de los equiposasociados, riesgos de seguridad por gases txicos, depsitos, etc, por lo que serequiere un programa de control riguroso con bactericidas comerciales, comoGlutaraldehdo, formaldehdo, o la acrolena.

Bacterias facultativas son aquellas que pueden crecer en medios aerbicos oanaerbicos. Su presencia puede crear las condiciones ideales para las SRB, laseleccin especializada de aditivos es necesaria para su control.

Segn el API se recomienda:

Si el recuento de bacterias totales es inferior a 10.000 por ml (y las SRB noestn presentes), las bacterias no deberan ser un problema.

Si el recuento total de bacterias es mayor de 100.000 por ml, es posible que

ocurra taponamiento de los medios filtrantes y de la formacin rocosa, porlo tanto se debe usar un control con biocidas. Si el recuento de SRB es superior a 100 por ml, se debe considerar

tratamiento para control de bacterias, especialmente para sistemas deinyeccin crticos. Para conteos de 100 a 1000 el tratamiento es necesarioespecialmente para evitar el taponamiento del pozo de inyeccin. Paraconteos de ms de 10.000 por ml ser necesario un programa riguroso decontrol con biocidas.

DESCRIPCIN DEL SISTEMA DE TRATAMIENTO DE AGUA PRODUCIDA

La Tabla 4 enumera los diversos mtodos empleados en el tratamiento de aguaproducida, los sistemas y los tipos de equipos que emplean cada mtodo. LaFigura 8 muestra un sistema tpico de tratamiento de agua producida

El agua producida siempre tiene alguna forma de atencin primaria antes de sueliminacin.

Este sistema podra adoptar la forma de un tanque de desnate, un recipiente dedesnatado, un CPI, un separador de flujo cruzado, una unidad de flotacin. (skimtank, skim vessel, CPI, crossflow separator, or gas flotation unit. ).

La mayor parte de estos dispositivos emplean tcnicas de separacin porgravedad. Dependiendo de la eficiencia, es probable que se requiera untratamiento secundario.


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El tratamiento secundario podra utilizar un CPI, un separador de flujo cruzado, ouna unidad de flotacin, hidrociclones lquido-lquido o centrfugas, ya sea en unasola etapa o con un sistema de desnatado y sistemas de flotacin aguas arriba oaguas abajo.

Tabla 4Equipo de tratamiento de agua producida


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Figura 8. Sistema tpico para el tratamiento del agua producida

La funcin de todos los equipos de tratamiento de agua es hacer que las gotas deaceite, que se dispersan en la fase continua acuosa, se separen y floten parapoder removerlas.

En las unidades de separacin por gravedad, la diferencia de peso especficohace que el aceite flote a la superficie del agua. Las pequeas gotas de aceite son

objeto de continua dispersin y coalescencia durante el viaje del fluido a travs delyacimiento, tubera de produccin, bombas, choques, las lneas de flujo, vlvulasde control, y equipos de proceso.

Cuando se suministra gran cantidad de energa al sistema, las gotas se dispersanen tamaos ms pequeos. Cuando los procesos son de baja energa laspequeas gotas chocan y se unen en un proceso de coalescencia.


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Los tres fenmenos bsicos que se utilizan en el diseo de equipos comunes detratamiento de agua producida son la separacin por gravedad, coalescencia, yflotacin.

La dispersin tambin afecta al diseo, pero es por ahora un fenmenoimpredecible. En el pasado, la filtracin se ha intentado, pero, debido al alto costode mantenimiento, este proceso se considera no satisfactorio.

SEPARACIN POR GRAVEDAD

Lo ms comnmente utilizado en equipos de tratamiento de agua depende de lasfuerzas de gravedad para separar las gotas de aceite de la fase continua acuosa.

Las gotas de aceite, generalmente son ms livianas que el volumen de agua quedesplazan, generan una fuerza de empuje hacia arriba. Esta es opuesta a lafuerza de arrastre causada por su movimiento vertical. Cuando las dos fuerzas soniguales, se alcanza una velocidad constante y puede calcularse a partir de la leyde Stokes.

En teora, la ley de Stokes debe aplicarse a las gotas de aceite menores a 10micras. Sin embargo, la experiencia de campo indica que 30 micras es el lmitems bajo razonable de las gotas que se pueden eliminar con este proceso. Gotasmenores a esta tamao, son detenidas por las pequeas fluctuaciones de presin,

vibraciones, etc.

COALESCENCIA

El proceso de coalescencia en los sistemas de tratamiento de agua es msdependiente del tiempo que el proceso de dispersin.En una dispersin de dos lquidos que no se mezclan, la coalescencia inmediatarara vez ocurre cuando dos gotas colisionan. Si el par de gotas est expuesto alas fluctuaciones turbulentas de presin y la energa cintica de las oscilacionesinducidas en el par de gotas es mayor que la energa de la adherencia entre ellas,el contacto se rompe antes que la coalescencia se complete.

Si el aporte de energa en el sistema es demasiado grande, la dispersin seproducir. Si no hay una fuente de energa, entonces la frecuencia de colisin degotas, la cual es necesaria para iniciar coalescencia, ser baja, y la coalescenciase producir a muy baja velocidad.


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La mayora de las unidades de tratamiento de agua, con la excepcin de flotacine hidrociclones, se compone de los recipientes en los que las gotas de aceitemigran a la superficie debido a las fuerzas de la gravedad. Experiencias con estosprocesos permiten deducir estas conclusiones cualitativas:

Duplicar el tiempo de residencia slo provoca un aumento del 10% en el mximo

tamao de las gotas, o sea que la velocidad de sedimentacin se incrementarslo en 20%. Cuanto ms diluida es la fase dispersa (petrleo), mayor ser el tiempo deresidencia necesario para hacer crecer el tamao de una partcula, por lo tanto lacoalescencia se produce ms rpidamente en las dispersiones concentradas.

Segn estas conclusiones, se determina que despus de un perodo inicial de

coalescencia en un estabilizador, un tiempo de retencin adicional rpidamentedisminuye la eficiencia de coalescencia y remocin de las gotas de aceite.

DISPERSIN

El trmino "dispersin" se refiere al proceso de una fase discontinua (aceite) quese divide en pequeas gotas, repartidas entre una fase continua (agua).Este proceso de dispersin se produce cuando una gran cantidad de energa sesuministra al sistema en un perodo corto de tiempo. Esta fuente de energa

supera la tendencia natural de dos fluidos inmiscibles para minimizar su rea decontacto.

El proceso de dispersin es diametralmente opuesto a la coalescencia, que es elproceso en el que pequeas gotas chocan y se combinan para formar gotas msgrandes. Mientras el aceite y el agua fluyen a travs de las tuberas se genera unamezcla, y los dos procesos ocurren simultneamente.

En la tubera, una gota de aceite se divide en pequeas gotas cuando la energacintica de su movimiento es ms grande que la diferencia de energa superficialentre la superficie de la gota nica y las dos gotas ms pequeas que se forman apartir de la misma.

Si bien mientras este proceso se est produciendo, el movimiento de las gotas deaceite ms pequeas puede causar coalescencia. Por lo tanto, debera ser posibledefinir estadsticamente un tamao de gota de un suministro mximo de energa


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por unidad de masa y tiempo, en el cual la velocidad de coalescencia iguala lavelocidad de dispersin.

Una ecuacin para encontrar el tamao mximo de las partculas que puedenexistir en equilibrio es propuesta por Hinze:

De la ecuacin se observa que cuanto mayor sea la cada de presin y por lotanto, los esfuerzos cortantes que se generan en el lquido en un determinadoperodo de tiempo, mientras fluye a travs del sistema de tratamiento, menor es elmximo dimetro de las gotas del lquido disperso. Es decir, las grandes cadas depresin que se producen en muy corta distancia, a travs de choques, orificios,vlvulas de control, bombas etc, dan como resultado dispersiones de gotas mspequeas.

El proceso de dispersin, tericamente, no es instantneo. Sin embargo, porexperiencia de campo se ha determinado que ocurre muy rpidamente. Parapropsitos de diseo cabe suponer que cuando se producen grandes cadas depresin, todas las gotas ms grandes que dmx se dispersarn instantneamente.Esto es, por supuesto, una aproximacin conservadora. Desafortunadamente, la

ecuacin de Hinze no se puede utilizar directamente para predecir la coalescenciade gotas que ocurre en las tuberas con altas cadas de presin aguas abajo de uncomponente del proceso en el cual la dispersin se lleva a cabo.

Esto se debe a que la coalescencia a un nuevo dmxdeterminado con la ecuacinde Hinze es dependiente del tiempo, y actualmente no hay bases para determinarel tiempo requerido para crecer a dmax


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Figura 9. Relacin dinmica entre coalescencia y dispersin

FLOTACIN

Flotacin es un proceso que implica la inyeccin de pequeas burbujas de gas en

la fase acuosa. Estas burbujas de gas en el agua se adhieren a las gotas deaceite, por lo tanto la densidad aparente de la gota se reduce apreciablemente loque incrementa la fuerza boyante o de flotacin. Estas burbujas se desprenden delas gotas de aceite cuando estas llegan a la superficie, en donde son atrapadaspor la fase flotante.

Resultados experimentales muestran que gotas de aceite muy pequeas (mayorde 10 micras) en suspensiones muy diluidas pueden ser removidas por flotacin.Altos porcentajes (90% +) de eliminacin de aceite son logrados en muy pocotiempo.

El mecanismo de flotacin se muestra en la figura 10.


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Figura 10. Mecanismo de Flotacin

Es extremadamente difcil desarrollar una funcin matemtica precisa que modeleel proceso. Sin embargo, con la ayuda de algunos supuestos, es posibledesarrollar un modelo cualitativo de la eficiencia de una celda de flotacin y

obtener una comprensin de la importancia de los distintos parmetrosinvolucrados. La eficiencia de una celda especfica con geometra constante sepuede aproximar a travs del uso de las siguientes ecuaciones. Dado que estasecuaciones se presentan para proporcionar una evaluacin cualitativa para losefectos de los diversos parmetros en la eficiencia de las celdas de flotacin, lasunidades no aparecen


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Las siguientes conclusiones se pueden sacar de la ltima ecuacin:

La eficiencia de remocin es independiente de la concentracin de aceiteen el afluente o de la distribucin del tamao de gota de aceite.

La disminucin del dimetro de las burbujas sin cambiar el caudal de gasaumenta la eficiencia. El aumento del flujo de gas aumenta la eficiencia. El aumento de la velocidad de flujo del fluido a tratar disminuye la eficiencia.

Esta ecuacin no se puede utilizar directamente. Depende de los detalles dediseo de la unidad particular, que est bajo el control del fabricante, delcoeficiente de transferencia de masa, que es funcin de la composicin y deltratamiento qumico del lquido.

La mayora de los fabricantes disean cada celda para una eficiencia tpicacercana a ms del 50%. La eficiencia general de una unidad de celdas de flotacinmltiples se puede calcular a partir de:


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Por lo tanto para una eficiencia de 50% por etapa, la eficiencia total de un sistemamultietapa se muestra en la tabla 5.

Tabla 5. Eficiencia total para N celdas de flotacin

Figura 11. Efecto del tamao de la burbuja de gas sobre la velocidad deagarre del aceite


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Figura 12. Crecimiento de una burbuja durante la flotacin

Figura 13. Etapas en las cuales se encuentran las partculas en una celda deflotacin


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FILTRACIN

El agua producida a travs de un medio filtrante adecuadamente seleccionadoprovocar que las pequeas gotas de aceite contacten y permanezcan en el filtro.

Dependiendo del diseo del medio y el tamao de estas gotas o bien se quedanatrapados en el lecho o eventualmente "crecen" hasta formar grandes gotas losuficientemente grandes para que cuando se despojen del filtro puedan serretiradas por gravedad, fenmeno que es llamado coalescencia de filtrado.

Tambin es posible el diseo de los filtros que eliminan las gotas de aceite, estetipo de filtro se limpia peridicamente, deteniendo el flujo de filtracin, y lavandocon un gran flujo que fluye a velocidades muy altas en la direccin inversa duranteun corto perodo de tiempo.

COALESCEDORES

Existen diferentes tipos de dispositivos que se han desarrollado para promover lacoalescencia de pequeas gotas de aceite dispersas. Estos dispositivos utilizan laseparacin gravitacional, similar a los skimmers, pero tambin inducen lacoalescencia para mejorar la separacin.

Por lo tanto, estos dispositivos puede igualar el rendimiento de un skimmer, en

menos espacio o mejorar su eficiencia en el mismo espacio

Coalescedores de PlacaEl uso de tratamientos de fluidos a travs de placas paralelas para ayudar a laseparacin por gravedad en skimmers fue iniciado a finales de 1950 para eltratamiento de aceite en aguas residuales con gotas de menos de 150 micras dedimetro. Varias configuraciones de coalescedores de placa se han desarrollado.Estos se denominan comnmente interceptores de placas paralelas (PPI), losinterceptores de placas corrugado (CPI), o separadores de flujo cruzado. Todosestos dependen de la separacin por gravedad para permitir que las gotas deaceite lleguen a la superficie de una placa donde se producen su coalescencia.

Los coalescedores de placa eliminan las desventajas de los tanques dedesnatado, (peso y tamao), debido a que mejoran la coalescencia de las gotasde aceite, lo que incrementa sustancialmente las velocidades de separacin. En


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consecuencia, estos separadores requieren menos seccin transversalproporcionando as ventajas de menos espacio y peso que los tanques.

Figura 14. Esquema de un PPI

Como se muestra en la Figura 14, el flujo se divide entre varias placas paralelasseparadas entre 1/2 y 2 pulgadas (1,2 a 5 cm). Para facilitar la captura de lasgotas de aceite, las placas estn inclinadas respecto a la horizontal, que promuevecoalescencia de gotas de aceite en la superficie atrapndolo en los canales, lo que

impide su remezcla con el agua.

Las placas proporcionan gran superficie para colectar las gotas de aceite y parasedimentar los slidos.

La figura 15 muestra que una gota de petrleo que entra al espacio entre lasplacas se elevar, de conformidad con la ley de Stokes. Al mismo tiempo, la gotade aceite tendr una velocidad hacia delante igual a la velocidad del agua tratada.


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Documents

Libro Sistemas de Tratamiento de Agua