DESHIDRATACIÓN Y DESALADO DE CRUDOS Realizado por: Oriana Rodríguez Onelys Sereno

Puntos a tratar: Emulsión. Estabilidad de la emulsión. Emulsionantes agua en crudo. Agentes emulsionantes. Estabilidad de la emulsión. Introducción al proceso de Deshidratación y Desalado de Crudos. Deshidratación de Crudos Métodos de Deshidratación de Crudos. Tratamiento Químico. Tratamiento Eléctrico. Tratamiento Mecánico. Tratamiento Térmico. Desalado de Crudos. Proceso de Desalado de Crudos. Importancia del Proceso.

actividad interfacial EMULSIÓN Requisitos esenciales: Dos líquidos inmiscibles . Agitación suficiente para dispersar uno en el otro. Agente emulsificante. Dispersión de Agua en Petróleo estabilizada por especies de actividad interfacial Mezcla bifásica de petróleo y agua en el medio poroso Proceso de Extracción MACROEMULSIÓN W/O

EMULSIONES AGUA EN CRUDO En la industria petrolera: Emulsiones agua en aceite (W/O) Emulsiones directas Emulsiones aceite en agua (O/W) Emulsiones inversas Otras: o/W/O o w/O/W Emulsiones múltiples o complejas Luego, Emulsiones Directas (A&S o A&SB) Otra terminología: Emulsiones duras Estable y difícil de romper Emulsiones suaves Inestable y fácil de romper

EMULSIONES AGUA EN CRUDO Cantidad de agua remanente emulsionada: Varía entre 1 y 60% en volumen: Crudos medianos y livianos (> 20 °API) 5 y 20% volumen de agua Crudos pesados y extrapesados (<20 °API) 10 y 35% de agua Agua Libre. La cantidad de agua libre depende de la relación agua/aceite y varía significativamente de un pozo a otro.

AGENTES EMULSIONANTES SURFACTANTES. El comportamiento del surfactante en la interfase agua/aceite es el factor dominante en la estabilización de emulsiones. Los agentes emulsionantes pueden ser clasificados como: Compuestos surfactantes naturales Sólidos finamente divididos Químicos de producción añadidos Parte Hidrofóbica Parte Hidrofílica

SURFACTANTES NATURALES Macromoléculas con actividad interfacial que tienen un alto contenido de aromáticos y por lo tanto son relativamente planas con al menos un grupo polar y colas lipofílicas, con actividad interfacial. Se forman de las fracciones ácidas de asfaltenos, resinas, ácidos nafténicos y materiales porfirínicos. La emulsión debe tratarse lo más pronto posible con diferentes agentes tales como: química deshidratante, calor, sedimentación por centrifugación o electrocoalescencia.

ESTABILIDAD DE LA EMULSIÓN Propiedades: 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 aceite Diferencia de densidad Presencia de Cationes Propiedades reológicas interfaciales

FUNCIÓN DE LOS PROCESOS Deshidratación Evitar transportar agua sin valor Desalado Evitar daños en equipos y catalizadores

DESHIDRATACIÓN DE CRUDOS El petróleo extraído de los pozos contiene normalmente cierta cantidad de agua emulsionada que origina un incremento en los costos de transporte y refinación. De allí la necesidad de separar la emulsión en cada una de las fases que la componen. La Deshidratación es el 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.

MÉTODOS DE DESHIDRATACIÓN Química Deshidratante para prevenir la formación de la emulsión Tratamiento Químico Calentadores y hornos para reducir la viscosidad del aceite Tratamiento Térmico Equipos de separación dinámica para acelerar el proceso de separación gravitacional Tratamiento Mecánico Deshidratadores electrostáticos para orientar las cargas eléctricas y hacer que las gotas de agua coalescan Tratamiento Eléctrico

TRATAMIENTO QUÍMICO Formulación óptima Formulación óptima del sistema (SAD = 0) Agentes deshidratantes o desemulsionantes Hidrofílico Lipofílico Equilibrio lipofílico/hidrofílico Formulación óptima Tensión interfacial mínima o ultrabaja. ¿ Cómo obtenerla? Se debe añadir un surfactante hidrofílico de peso molecular promedio o bajo.

TRATAMIENTO QUÍMICO Desemulsificantes comerciales. Son mezclas de varios componentes que tienen estructuras químicas diferentes y materiales poliméricos, así como una amplia distribución de peso molecular. Deben tener tres efectos fundamentales: Inhibición de la formación de una película rígida. El debilitamiento de la película volviéndola compresible. El cambio en la formulación del sistema para alcanzar la condición de SAD = 0.

TRATAMIENTO ELÉCTRICO Voltajes D.C. Los altos potenciales D.C. retienen a las gotas de agua hasta sean suficientemente grandes como para sedimentar. Colisión de gotas de agua.

TRATAMIENTO ELÉCTRICO Otro ejemplo, Perfil corriente-voltaje obtenido en la deshidratación electrostática de una emulsión agua en crudo aplicando un campo eléctrico D.C. de 1.000 Voltios/cm y una dosificación de 100 ppm de química deshidratante. Esquema del proceso de electrocoalescencia

VENTAJAS DEL TRATAMIENTO ELECTROESTÁTICO La emulsión puede ser rota a temperaturas muy por debajo que la que requieren los tratadores-calentadores. Debido a que sus recipientes son mucho más pequeños que los calentadores, eliminadores de agua libre y gun-barrels, son ideales para plataformas petroleras marinas. Pueden remover mayor cantidad de agua que otros tratadores. Las bajas temperaturas de tratamiento provocan menores problemas de corrosión e incrustación.

EQUIPOS PARA TRATAMIENTO ELÉCTRICO Calentadores Electrostáticos. La aplicación del campo eléctrico sobre la emulsión induce a la formación de dipolos eléctricos en las gotas de agua, lo que origina una atracción entre ellas, incrementando su contacto y su posterior coalescencia.

VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE LOS DESHIDRATADORES ELÉCTRICOS Menos afectados en su operación por las características del crudo, agua y agentes emulsionantes. Tiempo de residencia asociado relativamente corto. Son de menor dimensión. Mejor calidad del agua separada. Mayor flexibilidad en cuanto a las fluctuaciones o variaciones en los volúmenes de producción. Requerimiento de supervisión constante en su operación. Instalación de sistemas de control más sofisticados. Instalación de sistemas de carga para un mayor control de flujo al equipo. Los dispositivos del equipo podrían ser afectados por los cambios en las propiedades conductoras de los fluidos de alimentación. El nivel de agua libre es controlado por dos medidores de nivel en paralelo y con diferentes principios de operación.

TRATAMIENTO MECÁNICO SEPARADORES GAS-LÍQUIDO. Sirven para separar el gas asociado al crudo que proviene desde los pozos de producción. Se identifican cuatro secciones de separación: Separación Primaria. Separación Secundaria. Extracción de neblina. Acumulación de líquido. Promover la separación gas-líquido mediante la reducción de velocidad y diferencia de densidad OBJETIVO

TRATAMIENTO MECÁNICO 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 grandes recipientes llamados: Tanques, Sedimentadores, Tanques de lavado, “Gun barrels” Eliminadores de agua libre (EAL ó “FreeWater Knockout FWK”).

TRATAMIENTO TÉRMICO Los tratadores-calentadores pueden ser de tipo directo e indirecto. Calentadores de tipo directo. El diseño normal de un calentador tipo vertical 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. Calentador de crudo a fuego directo

TRATAMIENTO TÉRMICO Calentadores de tipo indirecto. 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.

VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL CALENTAMIENTO 1. Reduce la viscosidad de la fase continua: un incremento en la temperatura de 10 °F baja la viscosidad de la emulsión por un factor de 2. 2. Incrementa el movimiento browniano y la colisión de las gotas de agua para su coalescencia. 3. Incrementa la diferencia de densidad entre la salmuera y el crudo. 4. Promueve una mejor distribución del desemulsionante. 5. Disuelve las parafinas cristalizadas que le dan estabilidad a las emulsiones. 6. Debilita la película de emulsionante que rodea a las gotas de agua. 1. Provoca la migración de los compuestos más volátiles del crudo hacia la fase gas. Esta pérdida de livianos ocasiona una disminución de volumen del crudo calentado y una disminución en su gravedad API. 2. Incrementa los costos de combustible. 3. Incrementa los riesgos en las instalaciones. 4. Requieren mayor instrumentación y control. 5. Causa depósitos de coke.

ESTACIÓN DE FLUJO PARA DESHIDRATAR CRUDO

DESALADO DE CRUDOS El desalado de crudos consiste en la remoción de impurezas tales como sales, cristales de sal y óxidos en suspensión normalmente presentes en el crudo al momento de su llegada a la refinería. Etapas del proceso Decantación en tanques Dosificación de hidróxido de sodio Desalado

IMPUREZAS NaCl SALES MgCl2 CaCl2 CRISTALES DE SAL ÓXIDOS EN SUSPENSIÓN

DESALADOR

PROCESO DE DESALADO Crudo Soda Cáustica Crudo Desalado Agua de lavado Campo Eléctrico Mezclador Estático Precalentamiento Disminuye la viscosidad Agua residual + Impurezas Agua residual

CONTROL DE CORROSIÓN Hidróxido de Sodio NaOH Aminas NaCl + H2O HCl MgCl2 + H2O 2HCl CaCl2 Aminas R-NH2 + HCl R-NH3+CL-

IMPORTANCIA DEL PROCESO Se fija dependiendo del volumen de impurezas presentes en el crudo PRECIO Hidrólisis ácidos Corrosión EQUIPOS Transferencia de calor ineficiente PROCESO Menor capacidad de fraccionamiento y transporte Necesidad de limpieza y mantenimiento frecuentes

BIBLIOGRAFÍA