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Definiciones fundamentales. Estudio y tratamiento de emulsiones agua/crudo (W/O). DESHIDRATACIÓN Y DESALADO Elaborado por: Lourdes de la Cabada. Gabriela.

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1 Definiciones fundamentales. Estudio y tratamiento de emulsiones agua/crudo (W/O). DESHIDRATACIÓN Y DESALADO Elaborado por: Lourdes de la Cabada. Gabriela Rubera.

2 Proceso de extracción de petróleo Formación de mezclas bifásicas de crudo y agua Agua libre, fácilmente decantada Agua emulsionada dispersa en el crudo, formando macro-emulsiones W/O DESHIDRATACIÓN Y DESALADO Reducir contenido de agua a 1% (especificaciones) y contenido de sales a 100mg/l Evitar corrosión, daños en equipos, envenenamiento de catalizadores, costos por transporte de agua sin valor

3 EMULSIONES Definición. Condiciones para su formación. Tipos. Estabilidad o tenacidad. Cómo prevenir su formación. Ruptura o resolución. DESHIDRATACIÓN Definiciones. Finalidad. Métodos de tratamiento. Esquemas de proceso. Equipos empleados DESALADO Definiciones. Etapas del proceso. Esquemas del proceso. Consideraciones de diseño. Factores de selección del proceso.

4 Definiciones. Condiciones para formación de emulsiones. Tipos. Estabilidad. Ruptura o resolución. Desemulsionantes. EMULSIONES

5 EMULSIÓN Sistema heterogéneo (una fase, dos componentes). Mezcla de dos líquidos inmiscibles bajo condiciones normales. Dispersión de uno de los líquidos en forma de pequeñas gotitas en el otro.

6 Dos líquidos inmiscibles Agitación y turbulencia Agentes emulsificantes En este caso, agua y petróleo (crudo). Suficiente para lograr la dispersión de uno de los líquidos en el otro, generando macro-emulsiones W/O. Mayor turbulencia se origina en el equipo en superficie o en el punto de inyección del gas (Gas-Lift), vapor o agua. Componente orgánico presente en el crudo que estabiliza la fase dispersa, al formar una película elástica y dura sobre la superficie de los glóbulos.

7 Macromoléculas, con actividad interfacial, que tienen alto contenido de aromáticos. Formadas de fracciones ácidas de asfaltenos, resinas, ácidos nafténicos. Se adsorben en la interfase agua-crudo, formando una película que otorga estabilidad a la emulsión. SURFACTANTES NATURALES Partículas sólidas no solubles muy finas, más pequeñas que las gotas suspendidas. Se colectan sobre la superficie de la gota formando una barrera física. Sulfuro de hierro, arcilla, zinc, sílica, negro de humo. SÓLIDOS FINAMENTE DIVIDIDOS Inhibidores de corrosión. Biocidas. Limpiadores. Agentes humectantes. QUÍMICOS DE PRODUCCIÓN

8 AGUA EN PETRÓLEO O DIRECTAS (W/O). Contenido de agua emulsionada puede variar entre 0-80%. Encontrándose entre 10-35% para crudos pesados y extra-pesados, y entre 5-20% para crudos livianos y medianos. La fase acuosa dispersa se refiere como agua y sedimento (A&S) o agua y sedimento básico (A&SB). Pueden ser duras o suaves, respecto a su tenacidad. PETRÓLEO EN AGUA O INVERSAS (O/W). Petróleo muy diluido, menos del 1% PETRÓLEO EN AGUA, ESTO EN PETRÓLEO (o/W/O). Presente cuando el crudo altamente viscoso o cuando el agua es muy blanda y dulce. AGUA EN PETRÓLEO, ESTO EN AGUA (w/O/W). Aún no se han encontrado. Preparadas a nivel de laboratorio.

9 Tensión interfacial. Viscosidad de la fase externa. Tamaño de la gota. Relación de volumen de fases. Temperatura. pH. Envejecimiento de la interfase. Salinidad de la salmuera. Tipo de crudo. Diferencia de densidad. Presencia de cationes. Propiedades reológicas interfaciales.

10 Inyección de desemulsionantes a fondo de pozo Eliminación de turbulencia en pozos fluyentes por aplicación de un estrangulador de fondo Añadir agua en fondo de pozo para crudos de bajo contenido de agua

11 RESOLVER una emulsión = separarla en sus componentes ETAPAS FLOCULACIÓN COALESCENCIA *Mayor contenido de agua. *Mayor temperatura. *Menor viscosidad. *Mayor velocidad de floculación. *Mayor debilidad del film interfacial. *Desactivación térmica de la película interfacial.

12 Definiciones básicas. Tratamiento de emulsiones agua/crudo. Condiciones de operación. Esquemas de proceso. DESHIDRATACIÓN DE CRUDOS

13 Proceso mediante el cual SE SEPARA EL AGUA ASOCIADA CON EL CRUDO, ya sea en forma emulsionada o libre, hasta lograr reducir el contenido de la misma a un porcentaje previamente especificado (usualmente 1%) QUÉ ES LA DESHIDRATACIÓN? CUÁL ES LA FINALIDAD DEL PROCESO? DISMINUIR COSTOS asociados a los procesos de separación y refinación que deben llevarse a cabo cuando se manipula crudo emulsionado con agua.

14 Dependiendo del tipo de crudo y de la disponibilidad de recursos se combinan cualquiera de los siguientes métodos: MÉTODOS DE TRATAMIENTO PARA LA DESHIDRATACIÓN En general se usa una combinación de los métodos térmicos y químicos con uno mecánico o eléctrico para lograr la deshidratación efectiva de la emulsión. Químicos Térmicos Mecánicos Eléctricos

15 TRATAMIENTO QUÍMICO Consiste en APLICAR UN PRODUCTO DESEMULSIONANTE sintético llamado QUÍMICA DESHIDRATANTE el cual debe ser inyectado tan pronto como sea posible a nivel de la superficie o en el fondo del pozo con la finalidad de aumentar el tiempo de contacto y prevenir la formación de una emulsión aguas abajo. Mecanismo físico-químico de acción agentes deshidratantes o desemulsionantes Formulación óptima del sistema (SAD = 0) Formulación óptima del sistema (SAD = 0) Estado de equilibrio entre las propiedades del surfactante para la fase acuosa y para la fase oleica Equilibrio lipofílico/hidrofílico LIPOFÍLICOHIDROFÍLICO

16 TRATAMIENTO QUÍMICO Por lo general, los agentes desemulsionantes comerciales son mezclas de varios componentes de diferentes estructuras químicas y materiales poliméricos de una amplia distribución de pesos moleculares. Están formados por un 30-50% DE SURFACTANTES y un 70-50% DE SOLVENTES ADECUADOS como nafta aromática y alcoholes.

17 TRATAMIENTO QUÍMICO Los desemulsionantes deben ser dosificados en forma continua en la relación determinada por pruebas de botella. Los rangos de dosificación pueden variar de 10 a1.000 ppm o de1 0 a 100 ppm. GENERALMENTE LOS CRUDOS PESADOS REQUIEREN MAYOR DOSIFICACIÓN QUE LOS CRUDOS LIGEROS. El exceso de dosificación de desemulsificante incrementa los costos de tratamiento, puede estabilizar aun más la emulsión directa W/O ó producir emulsiones inversas O/W. Los desemulsionantes deben ser dosificados en forma continua en la relación determinada por pruebas de botella. Los rangos de dosificación pueden variar de 10 a1.000 ppm o de1 0 a 100 ppm. GENERALMENTE LOS CRUDOS PESADOS REQUIEREN MAYOR DOSIFICACIÓN QUE LOS CRUDOS LIGEROS. El exceso de dosificación de desemulsificante incrementa los costos de tratamiento, puede estabilizar aun más la emulsión directa W/O ó producir emulsiones inversas O/W. LAS PRUEBAS DE BOTELLA AYUDAN A DETERMINAR CUAL QUÍMICA PUEDE SER MÁS EFECTIVA PARA ROMPER LA EMULSIÓN

18 TRATAMIENTO QUÍMICO La adsorción de un surfactante en una superficie gas-líquido o una interfase líquido- líquido produce una reducción de la tensión interfacial, que favorece tanto la deformación y la ruptura de la interfase, como la formación de sistemas dispersos. Los efectos cinéticos más importantes en la ruptura de emulsiones son: 1. El producto más eficaz para SAD = 0 es aquél que se adsorbe más rápido en la interfase para bajar la tensión interfacial. 2. La transferencia de masa del deshidratante hidrofílico desde el aceite hacia la interfase depende de: (a) Su PM; (b) Su hidrofilicidad; (c)Su tensión interfacial; (d) La presencia de aditivos aceleradores de la transferencia. La eficiencia de una variedad de surfactantes puede ser comparada en función del tiempo característico τ d = h 2 /D

19 TRATAMIENTO ELÉCTRICO La fuerza resultante entre dos gotas cargadas está dada por la Ley de Coulomb: CONSISTE EN APLICAR UN CAMPO ELÉCTRICO PARA ACELERAR EL PROCESO DE ACERCAMIENTO DE LAS GOTAS DE FASE DISPERSA. Esta fuerza hace que la gota cargada migre hacia el electrodo de carga opuesta y se inicie entonces el contacto con otras gotas, PERMITIENDO LA COALESCENCIA. Las gotas polarizadas tenderán a colisionar entre sí, por lo cual la coalescencia ocurrirá más rápido. Este fenómeno también hace que gotas en medios más viscosos colisionen, y es necesario altas temperaturas.

20 TRATAMIENTO ELÉCTRICO ESQUEMA DEL PROCESO DE ELECTROCOALESCENCIA

21 TRATAMIENTO TÉRMICO Consiste en el CALENTAMIENTO DEL CRUDO MEDIANTE EQUIPOS DE INTERCAMBIO DE CALOR, tales como calentadores de crudo y hornos a fin de promover una mejor distribución del desemulsionante e incrementar la colisión de las gotas de agua para su coalescencia. VENTAJAS Reduce la viscosidad de la fase continua: un incremento en la temperatura de 10 °F baja la viscosidad de la emulsión. Incrementa la diferencia de densidad entre la salmuera y el crudo. Disuelve las parafinas cristalizadas que le dan estabilidad a las emulsiones. Debilita la película de emulsionante que rodea a las gotas de agua. DESVENTAJAS Provoca la migración de los compuestos más volátiles del crudo hacia la fase gas lo cual ocasiona una disminución de volumen del crudo calentado y una disminución en su gravedad API. Incrementa los costos de combustible Requieren mayor instrumentación y control. CAUSA DEPÓSITOS DE COKE.

22 TRATAMIENTO MECÁNICO Se caracteriza por utilizar equipos de separación dinámica que permiten la dispersión de las fases de la emulsión y aceleran el proceso de separación gravitacional SEPARACIÓN GRAVITACIONAL SEPARACIÓN GRAVITACIONAL SEDIMENTACIÓN FILTRACIÓN CENTRIFUGACIÓN ESTOS DISEÑOS MECÁNICOS SON PRINCIPALMENTE USADOS COMO ADJUNTOS DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS Y QUÍMICOS.

23 Sistema de tratamiento seleccionado ESQUEMAS UTILIZADOS EN LA DESHIDRATACIÓN DE CRUDOS Transporte por tuberías de 6 de diámetro por donde circula la mezcla GAS- CRUDO-AGUA Separación del gas disuelto en el líquido Gas Disuelto Separación gravitacional para remover el agua libre y el crudo no emulsionado Agua + Crudo NO emulsionado Agua Tanque de Almacenamiento Crudo Crudo producido a nivel del fondo del pozo

24 EQUIPOS UTILIZADOS EN LA DESHIDRATACIÓN DE CRUDOS SEPARADORES GAS-LÍQUIDO Sirven para separar el gas asociado al crudo que proviene desde los pozos de producción. La mezcla de fluidos entrante choca con sus placas desviadoras a fin de promover la separación gas-líquido mediante la reducción de velocidad y diferencia de densidad. SE IDENTIFICAN 4SECCIONES DE SEPARACIÓN: Separación primaria: Entrada de la mezcla crudo-agua-gas. Separación secundaria: Etapa de separación máxima de líquido por efecto de gravedad. Extracción de neblina: Separación de las gotas de líquido que aún contiene el gas. Acumulación de líquido: La parte inferior del separador que actúa como colector de líquidos obtenidos durante la operación. SE IDENTIFICAN 4SECCIONES DE SEPARACIÓN: Separación primaria: Entrada de la mezcla crudo-agua-gas. Separación secundaria: Etapa de separación máxima de líquido por efecto de gravedad. Extracción de neblina: Separación de las gotas de líquido que aún contiene el gas. Acumulación de líquido: La parte inferior del separador que actúa como colector de líquidos obtenidos durante la operación. Tren de separación

25 EQUIPOS UTILIZADOS EN LA DESHIDRATACIÓN DE CRUDOS SEPARADORES GRAVITACIONALES El agua es removida por la fuerza de gravedad y esta remoción provoca ahorros en el uso de combustible de los calentadores. El asentamiento gravitacional se lleva a cabo en los siguientes equipos: Eliminadores de Agua Libre (EAL ó Free Water Knock-out FWK) Son utilizados solamente para remover grandes cantidades de agua que es producida en la corriente, pero que no está emulsionada y se asienta fácilmente en menos de 5-20 minutos. El crudo de salida de un EAL todavía contiene desde 1 hasta 30 % de agua emulsionada. En el interior de estos recipientes que son de simple construcción y operación, se encuentran bafles para direccionar el flujo y platos de coalescencia. Son utilizados solamente para remover grandes cantidades de agua que es producida en la corriente, pero que no está emulsionada y se asienta fácilmente en menos de 5-20 minutos. El crudo de salida de un EAL todavía contiene desde 1 hasta 30 % de agua emulsionada. En el interior de estos recipientes que son de simple construcción y operación, se encuentran bafles para direccionar el flujo y platos de coalescencia.

26 EQUIPOS UTILIZADOS EN LA DESHIDRATACIÓN DE CRUDOS GUN BARRELS La emulsión entra al área de desgasificación, donde se produce la liberación del gas remanente a través del sistema de venteo. Luego la fase líquida desciende por el tubo desgasificador y entra a la zona del agua de lavado a través de un distribuidor, que se encarga de esparcir la emulsión lo más finamente posible a fin de aumentar el área de contacto entre el agua de lavado y la emulsión, favoreciendo así la coalescencia de las partículas de agua. La emulsión fluye a través del agua en el interior del tanque de lavado siguiendo la trayectoria forzada por bafles internos que permiten incrementar el tiempo de residencia. La emulsión entra al área de desgasificación, donde se produce la liberación del gas remanente a través del sistema de venteo. Luego la fase líquida desciende por el tubo desgasificador y entra a la zona del agua de lavado a través de un distribuidor, que se encarga de esparcir la emulsión lo más finamente posible a fin de aumentar el área de contacto entre el agua de lavado y la emulsión, favoreciendo así la coalescencia de las partículas de agua. La emulsión fluye a través del agua en el interior del tanque de lavado siguiendo la trayectoria forzada por bafles internos que permiten incrementar el tiempo de residencia. EL PETRÓLEO POR SER MÁS LIVIANO QUE LA EMULSIÓN ASCIENDE PASANDO A FORMAR PARTE DE LA ZONA CORRESPONDIENTE AL PETRÓLEO DESHIDRATADO.

27 EQUIPOS UTILIZADOS EN LA DESHIDRATACIÓN DE CRUDOS CALENTADORES Los tratadores-calentadores pueden ser de tipo directo e indirecto. CALENTADORES DIRECTOS El diseño cumple las siguientes funciones: 1) Desgasificado de la emulsión de entrada; 2) Remoción de arenas, sedimentos y agua libre previo al calentamiento; 3) Lavado con agua y calentamiento de la emulsión; 4) Coalescencia y asentamiento de las gotas de agua. CALENTADORES DIRECTOS El diseño cumple las siguientes funciones: 1) Desgasificado de la emulsión de entrada; 2) Remoción de arenas, sedimentos y agua libre previo al calentamiento; 3) Lavado con agua y calentamiento de la emulsión; 4) Coalescencia y asentamiento de las gotas de agua. CALENTADORES INDIRECTOS El proceso de transferencia de calor se efectúa mediante un baño de agua caliente, en el cual se encuentra sumergida la tubería que transporta la emulsión. Este tipo de calentadores disminuye el riesgo de explosión y son utilizados en instalaciones donde es posible recuperar calor, tales como el gas caliente de salida de las turbinas. CALENTADORES INDIRECTOS El proceso de transferencia de calor se efectúa mediante un baño de agua caliente, en el cual se encuentra sumergida la tubería que transporta la emulsión. Este tipo de calentadores disminuye el riesgo de explosión y son utilizados en instalaciones donde es posible recuperar calor, tales como el gas caliente de salida de las turbinas.

28 EQUIPOS UTILIZADOS EN LA DESHIDRATACIÓN DE CRUDOS COALESCEDORES ELECTROSTÁTICOS UN DESHIDRATADOR ELECTROSTÁTICO ESTÁ DIVIDIDO EN 3 SECCIONES: La primera ocupa aproximadamente el 50% de su longitud y es llamada SECCIÓN DE CALENTAMIENTO. La segunda es llamada SECCIÓN CENTRAL O CONTROL DE NIVEL y el 10% de su longitud ubicada adyacente a la sección de calentamiento. La tercera ocupa el 40% de la longitud del deshidratador y es denominada SECCIÓN DE ASENTAMIENTO del agua suspendida para producir crudo limpio. UN DESHIDRATADOR ELECTROSTÁTICO ESTÁ DIVIDIDO EN 3 SECCIONES: La primera ocupa aproximadamente el 50% de su longitud y es llamada SECCIÓN DE CALENTAMIENTO. La segunda es llamada SECCIÓN CENTRAL O CONTROL DE NIVEL y el 10% de su longitud ubicada adyacente a la sección de calentamiento. La tercera ocupa el 40% de la longitud del deshidratador y es denominada SECCIÓN DE ASENTAMIENTO del agua suspendida para producir crudo limpio.

29 Definiciones básicas. Esquemas de eliminación de sales de emulsiones agua/crudo. Consideraciones de diseño, selección de tratamiento y condiciones de operación. DESALADO DE CRUDOS

30 Remoción de sales inorgánicas disueltas en el agua remanente. Las sales minerales están presentes como cristales solubilizados en el agua emulsionada, compuestos organometálicos, productos de corrosión o incrustaciones insolubles. La salinidad de la fase acuosa varía de 100ppm a ppm (30% en peso). Lo común es de a ppm (2-15%). El contenido de sal en el crudo se mide en PTB. En refinerías se desala entre 15-20PTB, hasta 1PTB Las sales presentes en el crudo generan problemas operativos: disminución de flujo, taponamiento, reducción de transferencia de calor, envenenamiento de catalizadores DESALADO

31 Adición de agua dulce como diluyente de las sales emulsionadas Mezclado del agua de dilución con el crudo deshidratado (eficiencia de mezclado) Deshidratación de la nueva emulsión Separación del crudo deshidratado y desalado de la salmuera diluida Crudo deshidratado con sales disueltas en el agua remanente

32 De 5 a 7% respecto a la corriente de crudo SISTEMA DE DESALACIÓN EN UNA ETAPA. La corriente de agua de dilución es inyectada a la corriente de crudo antes de la etapa de deshidratación.

33 SISTEMA DE DESALACIÓN EN DOS ETAPAS. La corriente de agua de dilución es inyectada entre etapas, reduciendo la cantidad de agua requerida. De 1 a 2% respecto a la corriente de crudo DESEMULSIONANTE

34 SISTEMA DE DESALACIÓN EN DOS ETAPAS CON RECICLO Y CON RECICLO INTERNO.

35 MÉTODO DE INTRODUCCIÓN DEL AGUA DE DILUCIÓN, A LA CORRIENTE DE CRUDO, EN FORMA DE PEQUEÑAS GOTAS.

36 Los DESALADORES tienen la misma filosofía de operación que un tratador termoelectrostático salvo que, a su vez, reducen el contenido de sólidos disueltos. Esto lo logran mediante el agregado en forma controlada de agua dulce.

37 La cantidad de agua requerida en el proceso es función de: Salinidad del agua emulsionada y del agua fresca. Cantidad de agua emulsionada. Especificación del contenido de sal en el crudo. Nivel de deshidratación. Eficiencia de mezclado (relación entre la cantidad del agua de dilución inyectada y la que realmente coalesce con las gotas de agua salina remanente).

38 Entre los factores para la selección del sistema de tratamiento óptimo de un crudo específico cuentan: Características de la emulsión. Gravedad específica del crudo. Características corrosivas. Tendencias a la deposición de sólidos y generación de incrustaciones del agua de producción. Tendencias a la deposición de parafinas y asfaltenos. Volúmenes de los fluidos a tratar y contenido de agua en el crudo.

39 McKetta, J., Petroleum Processing Handbook, editorial Marcel Dekker, Nueva York, Becker, J.R., Crude Oil. Waxes, Emulsions and Asphaltenes, editorial PennWellBooks, Oklahoma (USA), Emulsiones, Introducción y Conceptos de Formulación Fisicoquímica, cuaderno FIRPS747-A, Universidad de los Andes, Mérida, Venezuela, Propiedades de las emulsiones y su medición, cuaderno FIRPS747-B, Universidad de los Andes, Mérida, Venezuela, Emulsiones, Introducción y Conceptos de Formulación Fisicoquímica, cuaderno FIRPS747-A, Universidad de los Andes, Mérida, Venezuela, Deshidratación de crudos, principios y tecnología, cuaderno FIRPS853-PP, Universidad de los Andes, Mérida, Venezuela, [Disponible: en-la-Industria-del-Petroleo]. Día de consulta: 22 de Enero de [Disponible: Día de consulta: 22 de Enero de 2010.

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