Tratamiento Del Crudo

8/19/2019 Tratamiento Del Crudo

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TRATAMIENTODE CRUDO

Córdova Hernández Alejandra

Martínez Rubio FernandoZúñiga Sandoval Jesús


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C

ONT

ENID

O

1. Generalidades

2. Conceptos Básicos

3. Estabilización del Aceite

Producido.4. Deshidratación del Aceite.

5. Desalado del Aceite.

6. Especificaciones de

Comercialización


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El tratamiento de crudo implica cualquier métodode remoción de agua, sal, arena, sedimentos y otras

impurezas del aceite.

GENERALIDADES

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Métodos comunes para el tratamiento decrudo:

• Asentamiento o bajas velocidades, para reducir laturbulencia e incrementar el tiempo de residencia.

• Separación de gas del líquido, conforme se valiberando en el equipo de producción.

• Tratamiento químico.

• Proveer una fase contínua de agua.

• Calentar para reducir la viscosidad y acelerar laseparación.

• Tratamiento eléctrico.

•

Tratamiento mecánico.


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En la actualidad dos terceras partes de la producionmundial de crudo se obtiene en forma de emulsion

la cual debe ser tratada

CONCEPTOSBÁSICOS

http://www.google.com.mx/url?sa=i&rct=j&q=&esrc=s&frm=1&source=images&cd=&cad=rja&docid=J-e2HRQavos6aM&tbnid=yL4S_h-iD8HLIM:&ved=0CAUQjRw&url=http://es.dreamstime.com/foto-de-archivo-torre-de-perforaci%C3%B3n-de-petr%C3%B3leo-image18679340&ei=SbAVU-uxFsnZ2QXCroC4Cg&bvm=bv.62286460,d.b2I&psig=AFQjCNE0TCIYXvi0V1B9iAwQHlnaCwRYbQ&ust=1394016627446046http://www.google.com.mx/url?sa=i&rct=j&q=&esrc=s&frm=1&source=images&cd=&cad=rja&docid=J-e2HRQavos6aM&tbnid=yL4S_h-iD8HLIM:&ved=0CAUQjRw&url=http://es.dreamstime.com/foto-de-archivo-torre-de-perforaci%C3%B3n-de-petr%C3%B3leo-image18679340&ei=SbAVU-uxFsnZ2QXCroC4Cg&bvm=bv.62286460,d.b2I&psig=AFQjCNE0TCIYXvi0V1B9iAwQHlnaCwRYbQ&ust=1394016627446046


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+EMULSIÓN

Una emulsión se puede definir como unapreparación compuesta a base de doslíquidos inmiscibles de los cuales uno esta ́distribuido en el otro en forma de pequeñas

gotas estabilizadas por un tercercomponente, el agente emulsionante.


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+Tensión superficial• Es una propiedad de los liquidos.• Las moleculas se atraen entre si por fuerzas de atraccion,

fuerza de Van Der Walls y electroestaticas estan enequilibrio.

• Fuerza de perpendicular a la superficie.• Superficie del liquido tiende a contraerse


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+Tensión Interfacial• Existencia de cierta tensión en entre dos líquidos

• Dos líquidos no inmiscibles se ponen en contacto apareceuna interface, fuerzas no balanceadas


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+Floculación• Proceso a través del cual las partículas de un coloide se

aglomeran y forman partículas más gruesas, las cuales amenudo pueden redispersarse por agitación, pues lasfuerzas de unión en su interior son débiles

• •Floculación en los desemulsificantes deben neutralizar

cualquier carga eléctrica repulsiva entre las gotas dispersaspermitiendo así el contacto entre ellas mismas.


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+Coalescencia

• Es el proceso en el que dos dominios de fase decomposición esencialmente idéntica entran en contacto paraformar un dominio de fase mayor.

• Coalescencia. Los desemulsificantes deben permitir a lasgotas pequen ãs combinarse en gotas ma ś grandes, esto es

que la peli ćula que rodea y estabilizada las gotas se rompa.


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+ Formación de las emulsiones:

Para su formacion se necesita, agua, aceite, la agitación y la

presencia de un emulsificante el cual estabiliza la mezcla.

Asfaltenos

Resinas

Cresoles

Acidos organicos

Sales metalicas

Sedimentos

Arcillas

…


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+ Toma de emulsiones:

1. Difícil fijar una técnica ya que las instalaciones son variables

2. La muestra debe ser representativa de la manejada en lainstalación

3. Emulsiones con reactivo, se investiga separadamente losreactivos

4. Muestras individuales, recombinarlas en las mismasproporciones

5. Se deben de tomar en condiciones de turbulencia,temperatura, y grado de desemulsificante que prevalecen

6. Si hay agua libre se extrae


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+ Agentes químicos desemulsificantes:

Consiste en romper y desplazar la película del agentedesemulsificante que rodea la gota de agua (floculación) yaumentar su tensión superficial y la atracción molecularpropiciando la coalescencia

Humectación

La dosificación varia según la estabilidad de la emulsion.México 1 a 5 galones de reactivo por cada 1000 barriles deemulsion.

Mejoran la eficiencia del bombeo, transportación de aceitepesado, haciendo el aceite mas fluido


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+

La presencia de algunos hidrocarburos volátiles como C1, C2, C3incrementa dramáticamente la PVR (presión de vapor Reid).

Remover esas componentes es lo que llamamos estabilización del

aceite crudo.

Estabilizaciondel aceite


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+Estabilización de aceite

Separadores

Endulzamiento

Inspección y

mantenimiento

El gas disuelto en el aceite crudo en lacabeza del pozo debe de ser removidopara encontrar las especificaciones de laPresión de Vapor Reid.

Los equipos de separación, como sunombre lo indica, se utilizan para separarmezclas de líquido y gas.

El crudo amargo contiene H2S y otroscomponentes sulfurosos. Aunque estoscomponentes están presentes enpequeñas cantidades hacen que el aceite

sea muy toxico y corrosivo.

Reduce la posibilidad de un incendio,derrames y se planean las reparaciones


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+Estabilizacion del aceite

El gas disuelto en el aceitecrudo debe de ser removidopara encontrar lasespecificaciones de la presión

de vapor Reid en las líneas dedescarga y tanque dealmacenamiento.

Cuando el gas natural disueltoésta esencialmente libre“aceite muerto” es cuandoentonces puede ser enviado aun tanque de almacenamientosujeto a presión atmosférica.


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+La presencia de algunos hidrocarburos volátiles como C1, C2,C3 incrementa dramáticamente la PVR (presión de vapor Reid).Remover esas componentes es lo que llamamos estabilización

del aceite crudo.La presión de vapor reid (PVR) usualmente se fija en un rangode 10 a 12 [psia], por lo general en los campos una presión vapor verdadera, como una Pb a 100 °F, tiene un valorligeramente más alto 13 a 15 [psia].

Un beneficio del enriquecimiento del aceite crudo conhidrocarburos líquidos es incrementar potencialmente elprecio de este, el incremento es usualmente pequeño sinembargo el precio incrementa aproximadamente 10Cents/barril por cada °API incrementado.


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+La meta económica de la estabilización esmaximizar la recuperación de aceite en lostanques de almacenamiento, mientras

cumplan con las especificaciones de presiónde vapor y contenido de acido sulfhídrico(H2S).

La meta técnica de estabilización es removerC1, C2, C3 completamente como sea posibledejando las máximas cantidades de C4 y C5 en el aceite muerto. El crudo puede serestabilizado a través de la separación flash o

a través de etapas de separación a presionescada vez más bajas donde se separan lasfases de gas y líquido.


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+SeparadoresSon equipos utilizados para separar corrientes de aceite y gas

que provienen directamente de los pozos.

a)Horizontal

b)Vertical

c)Esférico

Constan de las siguientes secciones

a) Seccion de separacion primaria

b) Seccion de separacion secundariac) Seccion de extraccion de niebla

d) Seccion de almacenamiento de lquido


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+ Separador Horizontal:


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+ Separador vertical:


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+ Separador esférico:


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+ Optimización de la Presión de Separación porMínimo Requerimiento de Compresión y MáximaRecuperación de Liquido.

La presión óptima de separación en cada etapa de un sistemade separación en etapas, es aquella a la cual se recupera elmáximo volumen de liquido a condiciones estándar por volumen de fluidos producidos del yacimiento.

Metodo de Campbell

Para mezclas que entran al sistema con densidad relativa>1

P2= A (P1)0.686+C1 C1=A+0.057/0.0233

Para mezclas que entran al sistema con densidad relativa


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+Endulzamiento

Endulzamiento se refiere a eliminar compuestos de H2S yotros compuestos del sulfuro del petróleo y el CO2, los cualesen presencia de agua crean mezclas bastantes toxicas ycorrosivas

El proceso de estabilización ayuda en gran medida a que delaceite se vayan eliminando los compuestos del sulfuro ya quepor su naturaleza pasan a la fase gaseosa, aun así en algunoscasos, ol a estabilización no es suficiente para cumplir con la

especificación de H2S de 70ppm


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En teoría la Separación multi-etapas , ofrecen muchas ventajas:alta recuperación, flexibilidad, pueden manejar altos índicesde H2S .No es adecuado para crudos pesados por que latemperatura de estabilización de fondo es muy elevada.

Se deben evaluar las alternativas factibles desde el punto de vista técnico económico, en dicha evaluación la alternativa de

modificar el proceso de estabilización (condiciones de presióny temperatura debe de ser considerado y la evaluaciónindi8cara el proceso de endulzamiento mas factible


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La eliminacio ń de compuestos a ćidos (H2S) y CO2)

mediante el uso de tecnologi ás que se basan en sistemasde absorcio ń- agotamiento utilizando un solvente selectivo.

El gas alimentado se denomina “amargo”, el producto“ gasdulce”y el proceso se conoce como Endulzamiento.

La recuperacio ń de etano e hidrocarburos licuablesmediante procesos crioge ńicos ( uso de bajas temperaturaspara la generacio ń de un li q́uido separable por destilacio ń) previo proceso de deshidratacio ń para evitar la formacio ńde so ĺidos.


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+ Procesos de Endulzamiento :

Concentración de impurezas

Temperatura y presión disponible

Volumen de gas a procesar

Composición de Hidrocarburos Selectividad de los gases ácidos por mover

Especificaciones del gas ácido residual


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+Inspección y mantenimiento

Corrosión:

La corrosión es la principal causa de deterioro de un tanque de acero. Estase presenta tanto en las partes externas como internas del tanque.

CORROSIÓN EXTERNA. La magnitud de la corrosión en las partes externasdel tanque varía de despreciable hasta severa dependiendo de lascondiciones atmosféricas del lugar. La corrosión puede acentuarse si laspartes no están protegidas con pintura. Son puntos de corrosiónconcentrada cualquier lugar o depresión donde el agua pueda permanecerpor algún tiempo.

La corrosión en la parte inferior del tanque se debe a los componentes delsuelo. En ocasiones el material empleado en la construcción de la basedonde el tanque es colocado, posee compuestos corrosivos que seincrementan, bajo la presencia de agua. Es por esto recomendable que labase del tanque sea construida con material poroso y de buen drene de

manera que no favorezca la acumulación de líquido.


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+ Corrosión externa de tanques de almacenamiento:


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+ Corrosión Interna:

Está en función del material empleado en la construcción del

tanque y de las características del fluido almacenado. Losrevestimientos o forros del tanque deben ser más poderososque la corrosividad del fluido almacenado. La corrosión en elespacio destinado a los vapores es provocada por: oxigeno,ácido sulfhídrico, vapor de agua y combinaciones entre estos.En el área cubierta por líquidos la corrosión es originada porsales ácidas, ácido sulfhídrico y otros componentessulfúricos.


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Es el proceso mediante el cual se separa el agua asociadacon el crudo, ya sea en forma emulsionada o libre, hastalograr reducir su contenido a un porcentaje previamente

especificado.

Deshidratacióndel crudo


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Las principales razones para desalar ydeshidratar el crudo son:

1. Los compradores de petróleo crudo especifican contenidomáximo permisible de sedimentos y agua (S & W)

2. El petróleo crudo es comprado y vendido sobre una base degravedad ºAPI y los aceites de mayor gravedad cotizan preciosmás altos. El agua disminuye la gravedad API y reduce el

precio de venta del petróleo.

3. Transportar aceite emulsionado implica mayores costos.

4. En el crudo la viscosidad aumenta a medida que aumenta elcontenido en agua.

5. Las sales minerales presentes en las aguas corroen el equipode producción, carros tanque, las tuberías y tanques dealmacenamiento.

6. Refinar crudo con agua puede causar corrosión severa y

problemas de taponamiento.


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+Las formación de emulsiones ha sido ungran problema desde los inicios de la

producción petrolera, ya que lasfacilidades de campo para romper estasemulsiones no solían ser efectivas y elcosto de transporte de estas era excesivo.

La deshidratación del crudo involucra laoptimización y aplicación de cuatroaspectos:

• Desemulsificantes

• Tiempo de retención

• Calor

• Electricidad

• Tratamiento Químico

• Tratamiento

Gravitacional

• Calentamiento

• Tratamiento

Electrostático


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+Tratamiento Químico

Los desemulsificantes tienen 4 formas de actuar:

1. Fuerte atracción a la interfase aceite-agua: Deben desplazar oneutralizar los agentes emulsificantes presentes en la interfase.

2. Floculación: Deben neutralizar cualquier carga eléctricarepulsiva entre las gotas dispersas, permitiendo que las gotas setoquen entre sí.

3. Coalescencia: Deben permitir que las pequeñas gotitas se

combinen en gotas lo suficientemente grandes, esto requiere laruptura de la capa que rodea y estabiliza las gotas pequeñas.

4. Humectación de sólidos: Deben prevenir los finos en la interfasede las gotas, lo cual bloquearía la coalescencia.


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+ Consideraciones:

Los químicos desemulsificantes deben inyectarse tan pronto

como sea posible, en la cabeza del pozo o en el fondo. Esto leda más tiempo a los químicos para actuar.

Los desemulsificantes deben adicionarse continuamente enlas proporciones determinadas.

El gasto de inyección de estos debe monitorearsecuidadosamente.

Adicionar mucho desemulsificante implica más costos,incrementa el contenido de aceite en la salmuera separada ypuede hacer la emulsión original más estable.

La selección y preparación de los desemulsificantes debehacer juego con la vasija de tratado, es decir, con el tiempode retención de ésta.


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La formación deemulsiones puede evitarse

introduciendo losdesemulsificantes en una

etapa temprana en el

tratamiento.

Las emulsiones puederomperse o

desestabilizarse a

temperaturassignificativamente bajas,ahorrando combustible y

reduciendo las mermas deaceite.

La mayor desventaja es lasobredosis (la adición

excesiva dedesemulsificante), ya que

puede producir nuevas

emulsiones que son amenudo más difíciles deromper que las originales.

A menudo no es económicotratar las emulsiones

utilizando sólo químicos. Laadición de energía (calor y/oelectricidad) es usualmente

necesaria para reducir ladosificación y de aquí los

costos de los químicos.

Ventajas Desventajas


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+Tratamiento Gravitacional

Se logra en grandes vasijas llamadas tanques asentadores.Estos, proveen el tiempo de residencia necesario para que lafase acuosa se separe de la de aceite por efecto de la gravedad.

Esta separación se da solamente para el agua libre, no la

emulsionada.


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+ Demoledores de Agua Libre (FWKOs) :

Su intención es remover grandes porcentajes de agua libre. El agualibre se asienta facilmente en 10-20min.

Se usan como un paso preliminar a otros métodos, es decir, comoprimera etapa de remosión de salmuera.

Usualmente, son sólo tanques de asentaiento presurizados con uncontrol de nivel de agua y una válvula de control de descarga.


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No requiere de la adición de energía. Los tanques lavadoresutilizan coalescencia y tiempo de residencia en vez de calor.

No tienen partes móviles

No existe riego de incendio Menores mermas de la producción y calidad del aceite.

Ventajas

Desventajas

Los tanques lavadores no están diseñados para manejar grandes volúmenes de gas.


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+Desventajas

Tanques muy grandes y pesados requieren de una grancantidad de aceite mantenido en el tanque. Este pesocombinado hace implementación prohibitiva en instalacionesmarinas.

Elevados costos de mantenimiento.

Si la emulsión es calentada antes de los tanques, las mermasen la producción y calidad del aceite son considerables.

Los patrones no ideales de flujo en los (cortos circuitos yespacios muertos) son difícil de eliminar en perjuicio delfuncionamiento.


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+Calentamiento

Los calentadores se clasifican en directos e indirectos, deacuerdo al método de aplicación de calor.

Hay 4 tipos de calentadores directos e independientementede su diseño, la transferencia de calor se logra por el contacto

directo del fluido con la cámara de combustión.

Estos son capaces de manejar mayores volúmenes de fluidocon menor combustible que los indirectos.

Operan eficientemente donde la presión es baja o nula.


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+ Los calentadores indirectos también tienen distintos diseños,

pero en todos ellos distinguimos 3 partes básicas:

1. Cuerpo2. Cámara de combustión cerrada3. Tubos de flujo

Primero, calientan agua u otro medio de calor en el cuarpo delcalentador.

Ésta agua calienta los tubos de flujo, los cuales transfieren elcalor a la emulsión que pasa a través de ellos.

Esto reduce la corrosión y la escala de depositación, así comoel peligro de una explosión.


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Reducción de la viscosidad de la fase continua,intensificándose de esta forma las colisiones de las gotas yen consecuencia las velocidades de asentamiento.

Incremento del movimiento Browniano y la convección

natural de las corrientes dentro de la emulsión, de esta formase incrementa e intensifica la colisión entre las gotas.

Incremento de la diferencia de densidades entre la salmueray el aceite, al menos hasta los 80°C. Este incremento es muysignificativo con crudos pesados (10 °API).

La generación de corrientes térmicas, junto con ladisminución de la viscosidad, promueven una distribuciónmás uniforme de los desemulsificantes químicos.

Ventajas


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Fusión y/o disolución de parafinas sólidas que pueden estarestabilizando la emulsión.

Debilitamiento de la película estabilizadora que rodea lasgotas.

Ventajas

Desventajas

Las mermas en el volumen y

calidad del aceite pueden serconsiderables.

El calentamiento es costoso en lamedida que se incrementó el

costo del combustible.


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+Desventajas

Los calentadores son riesgososaun con la instrumentación deseguridad estándar.

Los calentadores requieren de

instrumentación y control máscostosos.

La deposición de coke y otrosresiduos en los tubos pueden

ocasionar los denominadospuntos calientes, con losconsecuentes fracturamiento delos mismos.


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+Tratamiento Electrostático

La molécula de agua es polar, por tanto, uncampo eléctrico aumenta la coalescencia delas gotas de agua dispersas en el crudomediante 2 mecanismos que actúansimultáneamente:

1. Las gotas de agua pueden adquirir unanueva carga por el contacto directo conun electrodo cargado o por transferenciade carga convectiva de un electrodo.

2. Los gradientes eléctricos polarizan lasgotas de agua alineando las moléculascon el campo externo, redistribuyendolas partículas cargadas dentro de las

gotas.

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+ Observaciones:

La velocidad de las gotas incrementa con el aumento deltamaño de gota y la intensidad del campo eléctrico.

Las fuerzas de arrastre de los esfuerzos hidrodinámicoaumentan proporcionalmente al cuadrado del tamaño de lagota y el campo eléctrico.

Estos esfuerzos hidrodinámicos limitan el tamaño de lasgotitas que pueden existir en el campo.

El máximo tamaño de gota permitido disminuye a medidaque el campo aumenta.

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+ Deshidratador electrostático horizontal:


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El propósito de este proceso es eliminar las sales ysólidos en suspensión que quedan en el aceite

Desalado delcrudo

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La sales minerales puedenpresentarse en el aceite crudo en varias formas; dispersas o formandoemulsiones con las gotas de agua

conge ńita o de inyeccio

ń, comocristales de sales solubles al agua,

como parti ćulas insolubles productode la corrosio ń y en forma decompuestos metal-orga ńicos como

las porfirinas y los naftenos.

• Descripción del

proceso

• Consideraciones de

diseño

• Procedimiento deldiseño

• Operación

• Problemas

• Preguntas de repaso

• Nomenclatura

• Referencias

+


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+Descripción del Proceso

El desalado, la cual se realiza después de la deshidratació ńinicial o el rompimiento de la emulsió ń, consiste de:

• La adicio ń de agua de dilucio ń (o menos salina) que el aguadel crudo.

• Mezclar dicha agua con el crudo para diluir las pequeñasgotas de S&W en el crudo.

• Deshidratar (tratamiento de emulsio ń) para separar las fasesde aceite crudo y la salmuera diluida (S&W).

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• Un removedor de agua (FWKO) o tratador de calor para laremoción inicial de la salmuera o tratador de emulsiones.

• Instrumento para inyectar el agua de dilución

• Aparato mezclador para mezclar el agua de dilución con las

gotas de S&W arrastradas en la salmuera, y

• Un segundo tratador (siempre cercano a un tratadorelectrostático de calor) para separar el crudo y el agua dedilución.

Equipo de desalado:


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Desalador simple :


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Desalador de dos etapas :


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Desalador electrodinámico :


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+


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+Consideraciones De Diseño

El número de etapas de la desalacio ń

Los niveles alcanzados de deshidratacio ń (%vol desedimentos en el agua remanente en el crudo al salir de los

desaladores)

La salinidad de la salmuera arrastrada por el crudo

La eficiencia de la mezcla del agua de dilucio ń con las gotasarrastradas de sedimentos y agua

La salinidad del agua de dilucio ń

+


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+ Número de etapas:

Como ya se mencionó ,́ los requerimientos habituales delagua de dilucio ń son los del 5-7 vol% y 1-2 vol% de laproduccio ń de crudo en uno y dos etapas de la desalacio ńrespectivamente.

+


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+ Nivel de deshidratación

Esta es el ma ś importante variable para reducir el requisito deagua de dilucio ń (Burris 1978). La igualdad 8-2 muestraclaramente que la dilucio ń de la salmuera (NaCl en ppmwremanente S&W), necesaria para lograr una especificacio ń fijaBTP inversamente proporcional al nivel alcanzado la

deshidratacio ń (vol% remanente S & W).

+


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+ Eficiencia de mezclado

Después de la deshidratación remanente S&W existe un grannu ḿero de pequeñas gotas dispersas, más o menos uniforme alo largo del crudo (Burris 1978). Completando el mezclado detodas estas gotas con el agua no es alcanzable dilución.

+


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+ Medición del nivel de interface

Transmisores de nivel de tipo de desplazamiento pueden

causar problemas cuando ocurre un bache en el contactoagua-aceite y cuando la gravedad y la temperatura del crudo varia radicalmente (Bartley, 1983). Pruebas de tipo deadmisio ń, que capta la admisio ń ele ćtrica (imperanciareci ṕroca) son inmunes a la gravedad y cambios de

temperatura (Bartley, 1983; Morris 1984).

+


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+ Cuestionario de equipo:

1. Total de fluidos para ser procesados * Aceite [bpd]

2. Agua [bpd]

3. RGA

4. Densidad del aceite

5. Densidad del agua

6. Aproximado(máximo y mínimo) de porcentaje de agua

producida

7. Presiones de operación(máxima y mínima de la unidad detratamiento)

+


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+ 8. Caídas de presión permisibles desde la planta dedesalación hasta los tanques de almacenamiento

9. La viscocidad del aceite para cuatro temperaturas

10. Salinidad del agua producida( de ser posible realizaranálisis de agua)

11. Tipo de combustión disponible

12. Temperatura mínima de admisión del aceite en la estación

13. Salinidad del agua de dilución

14. Cantidad de agua de dilución disponible

15. Requerimientos del aceite a la salida: Sedimentos de fondoen el agua Contenido de sal en libras por 1000 barriles deaceite limpio

+


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+16. Características del aceite, tales como contenido de arena

de solidos, contenidos de parafinas y puntos de niebla deescurrimiento

17. Temperatura ambiental: Verano (máximo y mínimo)Invierno (max y mínimo)

18. Tipo de emulsificante usado o recomendado

19. Descripción general del campo y de la planta junto con suubicación (adjuntar croquis o plano)

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+Procedimiento de Diseño

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+OperaciónLa eficiencia de la remoción de contaminantes, instalación y

problemas de operación

Los desaladores remueven otros componentes además salesde cloro; también remueven sales solubles en agua, ácidos ybases, sales insolubles en agua, sedimento y sólidos filtrablesasí como algunos metales pesados.

+


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La vasija debe ser nivelada para una adecuada operacio ń.

Seguir las recomendaciones de manofactura, especialmente enmanejo/instalacio ń del cable de alto voltaje. Asegurarse de que el transformador y la vasija esta ńasegurados antes de conectar la línea de poder.El interruptor de circuito Padlock en posición apagado hasta

que la instalación y todas las revisiones se hallan terminado.

Instalación:

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+ProblemasLa siguiente guía de problemas de ruido es recomendada. (NATCO,

1991):• Baja temperatura de operación. Colocar el termostato en nivel bajo• Bajo nivel de apagado• El quemador• Pérdida de gasto de inyección de químicos.• Checar el gasto de inyección de químicos.• Excesivo incremento de lodo en la interfase agua/aceite Calor

inadecuado o químicos.• Se requiere cambio en desemulsificante.• Si es necesario, remover el exceso de lodo.

+

http://www.google.com.mx/url?sa=i&rct=j&q=&esrc=s&frm=1&source=images&cd=&cad=rja&docid=tZa_TJ0e-S9v6M&tbnid=jQ6-wBNfv3ie6M:&ved=0CAUQjRw&url=http://www.earthtimes.org/green-blogs/green-living/peak-oil-situation-31-Jul-12/&ei=VbIVU6XqIIqu2gW0rIHAAg&psig=AFQjCNF3Kpm2RBeI8kHRuzfNIDADQz0oPw&ust=1394017070481290


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En la actualidad dos terceras partes de la producionmundial de crudo se obtiene en forma de emulsionla cual debe ser tratada

ESPECIFICACIONESDE

COMERCIALIZACIÓN

+ U d l d l i it d lid d d b

http://www.google.com.mx/url?sa=i&rct=j&q=&esrc=s&frm=1&source=images&cd=&cad=rja&docid=u5Jh9nLoMS2YoM&tbnid=uIl4E60LgTrtqM:&ved=0CAUQjRw&url=http://lagartoverde.com/2012/02/09/cuba-busca-padres-apotivos-con-mucho-dinero-para-chupar-de-la-teta-es-la-politica-del-vampiro-que-siempre-han-aplicado/barril-petroleo/&ei=UK0VU-b_OOjF2AXku4DgBQ&bvm=bv.62286460,d.b2I&psig=AFQjCNG_5XR9wcS6sm6kFHNlGF66CiefYw&ust=1394015762571654http://www.google.com.mx/url?sa=i&rct=j&q=&esrc=s&frm=1&source=images&cd=&cad=rja&docid=tZa_TJ0e-S9v6M&tbnid=jQ6-wBNfv3ie6M:&ved=0CAUQjRw&url=http://www.earthtimes.org/green-blogs/green-living/peak-oil-situation-31-Jul-12/&ei=VbIVU6XqIIqu2gW0rIHAAg&psig=AFQjCNF3Kpm2RBeI8kHRuzfNIDADQz0oPw&ust=1394017070481290


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Uno de lo de los requisitos de calidad que debecumplir el crudo para su comercializacióncontempla los límites:

Contenido de sal: ≤50 lb/1000 barriles

Agua ≤ 0.5% en volumen

Contenido de H2S de 70 ppm

Para alcanzar estas especificaciones, el crudo se somete a losprocesos de deshidratación, estabilización y desalado.

+C lid d D L C d M i


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Calidad De Los Crudos Mexicanos

TIPO DE CRUDO MAYA ISTMO OLMECA ALTAMIRA

ºAPI (GRAVEDAD) 21.0-22.0 32-33 38-39 15-16.5

VISCOSIDAD (SSU

100 ºF 320 60 38 1280-1750

AGUA Y

SEDIMENTOS (%

VOL)

0.5 0.5 0.5 1

AZUFRE (%PESO) 3.4-3.8 1.8 0.73-.095 5.5-6

PVR (PSI) 6 6 6.2 3

PUNTO DE

ESCURRIMIENTO

(ºF)

-25 -35 -55 32

+MAYA


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MAYA

Es un crudo pesado (21-22 ºAPI) y amargo(3.4-3.8 %deazufre en peso) por lo que brinda menores rendimentos degasolina y disel en esquemas de refinación simples decomparacion con crudos mas ligeros.

Su procesamiento require de refinerias con unidades de altaconversión ,las cuales transforman a fracción pesada(residuo) del crudo en productos con mayor valor para elrefinado.

+ISTMO


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ISTMO

Es un crudo medio (32-33° API) y amargo (1.8% de azufre en peso)con buenos rendimientos de gasolina y destilados intermedios(diesel y jet fuel/keroseno). Las terminales marítimas de carga del

Istmo son: Dos Bocas, en el estado de Tabasco; Salina Cruz, enOaxaca, y Pajaritos, en Veracruz.

El mayor valor econo ḿico de este crudo se obtiene en refineri áscon unidades FCC (Fluid Catalitic Cracker). Su calidad es similar ala del crudo A ŕabe Ligero y a la del crudo ruso Urales.

+OLMECA


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OLMECA Es el ma ś ligero de los crudos mexicanos, con una gravedad de

38-39° API y un contenido de azufre de 0.73% a 0.95% en peso,por lo que es un crudo ligero y amargo. Sus caracteri śticas lohacen un buen productor de lubricantes y petroqui ḿicos. Loscargamentos de crudo Olmeca se exportan desde la TerminalMari t́ima Pajaritos, en el estado de Veracruz.

ALTAMIRA Es un crudo pesado, con una gravedad de 15.5° a 16.5° API y un

contenido de azufre en el rango de 5.5% a 6.0% en peso. Aligual que el tipo Maya, brinda menores rendimientos degasolina y diesel en esquemas de refinacio ń simples encomparacio ń con crudos ma ś ligeros. Sus caracteri śticas fi śico-qui ḿicas lo hacen adecuado para la produccio ń de asfalto. Loscargamentos de crudo Altamira se exportan desde la TerminalMari t́ima Cd. Madero, en el estado de Tamaulipas.

+VENTAS AL EXTERIOR DE


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VENTAS AL EXTERIOR DEPETROLEO CRUDO

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Tratamiento Del Crudo