PRODUCCION II TRATAMIENTO DE CRUDOS Deshidratación y Desalación

1. PRODUCCION IITRATAMIENTO DE CRUDOSDeshidratación y Desalación Ing. Mario Sánchez

2. PRODUCCION II • UNIDAD 7: Tratamiento de fluidos Tratamiento de fluidos. Emulsiones. Formación y ruptura de emulsiones. Condiciones del crudo terminado. Tanque cortador. Deshidratación. Decantación y Ley de Stokes. Otros métodos. Aplicación de estos en campo. Tratadores térmicos y eléctricos. • UNIDAD 8: Tratamiento químico de deshidratación Tratamiento químico de deshidratación. Análisis del crudo . Selección del producto en laboratorio y su aplicación en campo. Optimización. Combinación de métodos. • UNIDAD 9: Desalación de crudos Desalación de crudos. Tanque lavador. Teoría del lavado. Fórmulas de dilución. Aplicación práctica. Métodos de lavado. Optimización. Tratamiento de crudos fuera de especificaciones. Circuitos deshidratadores y desaladores. Optimización

3. EMULSION DEFINICION “ Es una sistema heterogéneo formado por dos líquidos inmiscibles, uno de los cuales se encuentra disperso en otro en forma de pequeñas gotas, cuyos diámetros exceden de 0,1μm., estabilizadas por cargas eléctricas y agentes emulsificantes como productos tensoactivos, sólidos finamente divididos; etc.”

4. EMULSIONES EN LA INDUSTRIA PETROLERA El agua salada se encuentra asociada al petróleo en la fm. geológica de donde es extraído. El agua producida varía en la cantidad de sales que contienen en solución, algunas tienen densidades mayores de 1,20 gr./cm3 y los iones que usualmente poseen en su composición son : Na+, Ca++, Mg ++, Cl-, HCO3-, SO4— La coproducción de agua y petróleo por algún proceso de recuperación puede formar mezclas o emulsiones las cuales son difíciles de separar. Se necesitan dos requerimientos principales para que las mezclas de crudo-agua puedan formarse con algún tipo de estabilidad: Energía para el mezclado. Agentes emulsificantes o surfactantes para prevenir la coalescencia de las gotas dispersadas. El petróleo tiene agentes emulsionantes naturales como: Asfáltenos, Resinas, Parafinas, compuestos nafténicos, porfirinas y sólidos finamente dispersados como arcillas, sedimientos, incrustaciones, productos de corrosión, etc.

5. CLASIFICACION DE LAS EMULSIONES Se clasifican en base a : 1- La naturaleza de la fase externa. 2- Según el tamaño de las partículas dispersadas. 1.SEGÚN LA NATURALEZA DE LA FASE EXTERNA EMULSIONES DE AGUA EN PETRÓLEO (W-O) Fase dispersa : Agua – Fase continua : Oil Comprenden el 99% de las emulsiones presentes en el campo. El porcentaje de agua esta entre el 0 y el 80% y usualmente se encuentra entre 10 y 35%. Propiedades: conducen pobremente la electricidad , pueden se diluidas con solventes, contienen más crudo, resisten el secado o pérdida de agua, difíciles de deshidratar, menos corrosivas. EMULSIONES DE PETRÓLEO EN AGUA (O-W) Fase dispersa: Oil - Fase continua : H2O El 1% de las emulsiones de la industria petrolera. Propiedades: Conducen la electricidad; son diluidas con agua, contienen más agua, secan rápidamente, pueden ser deshidratas, son más corrosivas. EMULSIONES MÚLTIPLES (O – W-O) Son muy complejas. Se encuentran en áreas de petróleo de alta viscosidad y gravedad específica o el agua es relativamente blanda. 2.SEGÚN EL TAMAÑO DE LAS PARTICULAS DISPERSAS MACROEMULSIONES 0,2 μ< Tamaño de la partícula < 50μ MICROEMULSIONES 0,01μ< Tamaño de la partícula < 0,2 μ

6. TIPOS DE EMULSIONESNormal ( agua en petróleo )

7. TIPOS DE EMULSIONESInversa( Petróleo en agua )

8. TIPOS DE EMULSIONESComplejas

9. TIPOS DE EMULSIONESComplejas

10. PROPIEDADES DE LAS EMULSIONES Tamaño de la gota. Conductividad eléctrica. Inversión Viscosidad. Estabilidad. Tensión interfacial. Tensión superficial.

11. AGENTES EMULSIONANTES Se dividen en tres clases principales: Productos Tensoactivos o Surfactantes. Materiales que se presentan en la naturaleza. Sólidos finamente divididos.

12. SURFACTANTES DEFINICIÓN: Agentes tensoactivos con capacidad para absorberse sobre la interfase del sistema muy bajas concentraciones, en forma de una capa monomolecular orientada o monocapa modificando así las tensiones superficiales e interfaciales. Tiene estructura Polar (Hidrofílica) – Apolar ( Hidrofóbica) CLASIFICACIÓN: Según el tipo Hidrofílico se clasifican en: Tensoactivos iónicos: pueden ser Aniónicos o Catiónicos. Tensoactivos no iónicos: Surfactantes covalentes que no se ionizan en agua. Anfotéricos: el grupo hidrófilo puede cargarse + , - o estar descargado.

13. MATERIALES QUE SE PRESENTAN EN LA NATURALEZA Este tipo de compuesto es obtenido casi sin alteración de las fuentes naturales. Se denominan agentes emulsionantes auxiliares. Aumentan la viscosidad de formación de nata, son costosos, sujetos a hidrólisis y sensibles a variación de PH. Lecitina, lanolina, goma arábiga, goma de guar, derivados de algas, derivados de celulosa, etc. SÓLIDOS FINAMENTE DIVIDIDOS Son estabilizantes efectivos de emulsiones en varias aplicaciones. Sales básicas de los metales, negro humo, sílice en polvo y diferentes arcillas ( bentonita). Los barros utilizados en las tareas de explotación de pozos suministran cantidades de estos sólidos a los pozos petrolíferos.

14. DESHIDRATACIÓN DEL PETROLEO DEFINICIÓN Proceso mediante el cual se separa el agua emulsionada presente en el petróleo, convirtiéndolo a éste en un producto comercial, es decir, con niveles de agua inferiores al 1%. EMULSION → → PETROLEO LIMPIO (CRUDO +AGUA) (AGUA) (1% DE AGUA) VENTAJAS El agua causa corrosión de deposición de coque en la refinería, así como aumentos anormales de la temperatura de operación al ser evaporada. Aumento en el costo de transporte de petróleo y corrosión de tanques y oleoductos. Mayor gasto del equipo debido a la mayor viscosidad de los crudos emulsionados y a los mayores volúmenes manejados , tanto en oleoductos como en tanques. SEPARADOR

15. TEORÍA BÁSICA DE LA SEPARACIÓN DE EMULSIONES La separación de las emulsiones W-O ó O-W se debe a fenómenos de : Coalescencia de las gotas en la interfase. Sedimentación de las mismas desde la fase contínua.

16. COALESCENCIA Este proceso se lleva a cabo en cinco etapas: Aproximación de las gotitas en la interfase y contacto con deformación de las gotitas en las misma. Oscilación de las gotitas en la interfase. Formación de una película de la fase contínua entre la gota y la interfase. Ruptura y desaparición de la película seguida por la coalescencia real de las gotas. Transporte parcial o completo del contenido de la gota a la fase discontinua. El tiempo necesario para que esto suceda es el tiempo de coalescencia. Tiempo necesario para destruir y remover la película interfacial alrededor de las gotas. Este tiempo se ve afectado por la viscosidad de la fase continúa, la tensión superficial de las gotas y la temperatura. ↑ μ Fase Contínua → ↑ Tiempo de coalescencia. ↑ Tensión Superficial → ↓ Tiempo de coalescencia. ↑ Temperatura → ↓ Tensión Interfacial → ↓μ → ↓ Tiempo de coalescencia.

17. SEDIMENTACION La sedimentación de las gotas desde la fase contínua obedece a las leyes de Newton y de Stokes. LEY DE NEWTON :está basada en la suposición de que las partículas son completamente esféricas y de diámetros uniformes, no siendo el caso de las gotas de agua en emulsiones W-O. LEY DE STOKES: sobre una partícula que se mueve en el seno de un fluido actúan tres fuerzas: Fuerza Externa (gravedad ó centrífuga) FE Fuerza de Flotación opuesta a la Fuerza Externa ( Arquímedes) FB Fuerza de Arrastre opuesta al movimiento (Movimiento entre la partícula y fluido) FD

18. FUERZAS EN JUEGO Ley de Newton: F = m* a Ley de Stoke Vs = Cte* ( da-do)*dp2 visc. fc

19. La μ es el parámetro que mayor influencia ejerce sobre la sedimentación debido a su marcada sensibilidad con la TºEs condición necesaria para que ocurra el proceso de deshidratación que se cumplaCaudal de la fase continua Vel. De separación de la gota dispersaÁrea de la interfase suponiéndola plana FD Aumenta con la velocidad y FE= cte.→ā partícula tiende a cero y la V = cte. dicha V es la velocidad de sedimentación o de Asentamiento. FD = f (CD) CD: coeficiente de arrastre. NR: número de Reynolds NR=f (tipo de flujo)

20. TRATAMIENTO DE LAS EMULSIONES Son los procesos para romper emulsiones y separa el petróleo limpio del agua, la arena, los sólidos y otros sedimentos producidos con este

21. FUNCIONES QUE DEBEN DESEMPEÑAR LOS PROCESOS DE SEPARACION Desestabilización y rompimiento de las emulsiones de petróleo tan pronto como sea posible después de que ha sido formada y producida Separación del gas presente en la emulsión producida Promoción de la coalescencia de las gotas de agua para formar gotas mas grandes, las cuales precipitaran mas rápidamente Disminución de la viscosidad de la fase petróleo para acelerar la separación del agua desde la fase petróleo Permitir suficiente tiempo para que ocurra una completa separación del agua

22. METODOS DE TRATAMIENTO La deshidratación de petróleo-crudo puede llevarse a cabo mediante distintos métodos: Sedimentación: Natural. Responde a las leyes de Newton y de Stoke M. Térmico M. Eléctrico M. Químico Centrifugación Filtración

23. SEDIMENTACION Consiste en la utilización de la fuerza de gravedad para hacer su papel de sedimentación de las gotas. Esta en función del tiempo y es dependiente del grado de estabilidad de la emulsión. Se utiliza principalmente para separar el agua libre producida en el oil.

24. SEDIMENTACION Y DESHIDRATACIÓN ESTÁTICA Comprende el método de tratamiento gravitacional o de asentamiento, acompañado en muchos casos de tratamiento químico y calentamiento. Es conocido como el método de Llenado – Sedimentación – Drenaje y Bombeo. El petróleo después de que se ha llenado el tanque es dejado estático para que sedimente el agua contenida en él.

25. SEDIMENTACION Y DESHIDRATACION ESTATICA Es el método más simple y el menos estudiado. Involucra el uso de deflectores arreglados e instalados dentro de los tanques de tratamiento tal que permitan la desgasificación del fluido entrante, control de la dirección del flujo de fluido, control y límite de las corrientes térmicas y mejor promoción de la coalescencia de las gotas de la emulsión.

26. METODO TERMICO El proceso involucra la aplicación de calor para romper las emulsiones W-O por efecto de una reducción de la tensión superficial de la partícula interfacial debido a que: Aumenta la solubilidad del petróleo en el agente emulsionante y aumenta la dispersión del agente en la fase petróleo. Reduce la viscosidad del oil lo que promueve la separación por gravedad. Acelera la velocidad con que un compuesto químico demulsificador se deposita en la interfase de las gotas de agua aumentando así la velocidad de acción del demulsificante. La adición de Calor sobre el crudo aumenta la cantidad de energía en el sistema causando corrientes térmicas las cuales promueven el choque entre las gotas de agua, lo que permite que rompan la película y coalescan. Expansión de las gotas de agua debido al gradiente de Temperatura y ruptura del agente emulsionante.

27. TRATAMIENTO ELÉCTRICO Involucra el uso de un Campo Eléctrico ó Electroestáticos con el propósito de causar que las pequeñas gotas dispersadas se muevan hacia los electrodos ,coalescan y caigan por gravedad. El fenómeno es producido debido que las partículas suspendidas en un medio con una constante dieléctrica más baja (W-O) son atraídas entre sí, cuando se forma un Campo Eléctrico de alto voltaje en el sistema. Mientras mayor resistividad tenga el oil es mayor el esfuerzo eléctrico que puede sostener sin romperse y por lo tanto, las fuerzas que producen la coalescencia son mayores. El segundo método es someter a la emulsión a un campo eléctrico alterno, vibrando las gotas a la frecuencia de la corriente, chocando , coalesciendo y cayendo La deshidratación eléctrica requiere mayor Temperatura que los procesos químicos y mayor presión.

28. Tratamiento Químico • Consiste en el agregado de productos químicos deshidratantes que actúan rompiendo las emulsiones . • Estos productos llamados desenmulsionantes actúan favoreciendo la coalescencia de la fase dispersa y permitiendo su decantación por gravedad

29. Velocidad de Decantación

30. Planilla de Ensayos

31. Hoja de Seguridad

32. Hoja de Seguridad (cont.)

33. Hoja de Seguridad (cont.)

34. Lugar de Dosificación • El lugar de dosificación puede ser:  • En la línea de producción, por medio de bombas dosificadoras; • En el fondo del pozo, agregándolo por el espacio anular  • La proporción usada depende del tipo de desenmulsionante y de las características de la emulsión, pero se puede empezar con una dosificación 20 ppm y variándola en función de los resultados

35. Deshidratación Dinámica con Tanque Cortador-Sistemas conbinados Es un método continuo de tratamiento de petróleo. También conocido como método Térmico químico. Constantemente entra al tanque Cortador el petróleo emulsionado por el fondo y sale por el tope petróleo limpio con ≤ 1% de agua. El agua separada se purga por el fondo VENTAJAS Mejor separación. Menor capacidad de almacenamiento. Menos fuerza hombre y supervisión. Promueve la coalescencia de pequeñas gotas de agua → Mejor separación y menos consumo de química. Agua drenada menos contaminada con emulsión. Menos equipo asociado para el tratamiento de la emulsión y el efluente de agua. El petróleo es desgasificado entrando a los tanques de almacenamiento lo que contribuye a operaciones mas seguras en la playa de los tanques.

36. PRINCIPIOS DEL PROCESO DE TANQUE CORTADOR Diseñados para promover la separación de Agua y Oil. Se diferencian tres zonas: Oil: petróleo que asciende con ≤ 1% de agua por gravedad. Interfase: Las gotas de agua una vez que coalescen, sedimentan desprendiéndose de la fase petróleo que asciende. Colchón de Agua: Entra la emulsión O -W y es lavada promoviendo la coalescencia de las gotas, separándose Agua libre.

37. CONSIDERACIONES A TENER EN CUENTA La tasa de llenado del tanque (velocidad de ascenso del fluído) < velocidad de sedimentación, para un cierto tamaño de gota a fin de reducir el tiempo de sedimentación.( velc. asc. Oil < 1 mt.lineal/h ) Durante el llenado se forma una capa interfacial cuyo espesor está en función de la tasa de llenado del tanque (Generalmente de 1 a 3 m.).- La capa interfacial puede separarse completamente diferenciándose una interfase entre el agua y el oil, la cual puede ser drenada fuera del tanque con el agua, produciendo una emulsión severa del fluído drenado. El líquido de entrada al tanque deber ser una emulsión desestabilizada para evitar re - tratamientos costosos de la carga recibida. El agua producida es corrosiva, lo que aumentará los costos de mantenimiento. La capa interfacial se lleva a separador API o se conserva dentro del tanque para tratarla nuevamente.

38. INCONVENIENTES EN LA SEPARACION EN TANQUES Presencia de gas. Altas velocidades del flujo a través de calentadores, líneas de sistema de playa de tanques y entrada a los tanques. Re – emulsificación debido a las caídas de presión inesperadas en las instalaciones del proceso. Perturbaciones en el proceso de sedimentación debido a las corrientes por convección como resultado de los cambios de Temperatura Ambiente. Diferencia por gravedad causados por cambios de Temperatura del Fluído de entrada creada po la canalización en los tanques de lavado. Recirculación de emulsión drenada recuperada desde otras instalaciones. Flujos mas altos que los que fueron asumidos para el diseño de la instalación.-

39. PRINCIPIOS BASICOS PARA LOGRAR UNA MEJOR EFICIENCIA 1-EMULSIÓN DESESTABILIZADA W-O La corriente de entrada debe estar desestabilizada por lo cual es conveniente muestrear dicha corriente a intervalos frecuentes y conseguir esta situación en el campo. Bombas dosificadoras deben ser instaladas cerca del tanque de lavado para inyectar desemulsificante adicional.

40. 2 . FACILIDADES PARA DESGASIFICACIÓN El flujo de entrada de crudo frecuentemente está cargado de gas libre debido al bombeo desde los separadores ( 6 – 0) en las estaciones de producción. Este gas saldrá fuera de solución cuando la presión del sistema cae. Si la corriente de oil es calentada en el tanque, derivados livianos son vaporizados y más gas sale de solución. De la eficiencia de separación del gas y el oil depende la quietud del fluido en la sección de la sedimentación ( No debe haber escape de gas en esta zona para evitar turbulencia y movimientos). Se adiciona un separador vertical fuera o dentro del tanque cuya entrada se encuentra por encima del nivel de líquido en el tanque.( Fuster = sep. Presión atmosférica )

41. 3.PERMITIR LA COALESCENCIA(CONTACTO Y TIEMPO) La coalescencia comienza después de que el demulsificante ha sido inyectado y mezclado con el crudo emulsionado en la línea de transferencia de petróleo, donde a las gotas de agua se les da suficiente oportunidad de colisionar y caer. El flujo total de emulsión desestabilizada entrará en la sección de agua de un tanque de lavado convencional en donde cada gota puede ser absorbida por contacto por un gran volumen del mismo tipo de agua. El flujo ascendente de oil puede cargar pequeñas gotas de agua in – coalescentes, las cuales tienen que sedimentar por gravedad en la zona de sedimentación después de la zona de lavado. La coalescencia de las gotas y la separación del agua y petróleo toma lugar a una cierta altura del tanque, la cual es conocida como capa interfacial y la eficiencia de coalescencia depende de la distribución sobre la mayor área posible y de la velocidad de ascenso de oil. Si : V ascenso > V sedimentación ↓ No hay sedimentación

42. ESPESOR DE LA CAPA INTERFACIAL Depende de : Gravedad del oil. μ de la emulsión. Temperatura del tratamiento. Tamaño y distribución de las gotas de agua. Efectividad del desemulsificante. Presencia de sólidos. Velocidad de ascenso de flujo. EL ESPESOR DE LA CAPA PUEDE VARIAR ENTRE 1 Y 3 m.-

43. Desalación Otro de los elementos indeseables del crudo para su comercialización son las sales; Se eliminan para evitar corrosión e incrustaciones en los circuitos por donde circula el petróleo; El proceso se realiza por lavado del petróleo con agua dulce, ya sea inyectándola en los oleoductos o pasando el petróleo a través de un colchón lavador; Normalmente se usan estos dos sistemas en serie;

44. Fundamento El petróleo pasa a través de un colchón de agua dulce de un tercio de la altura del tanque; Éste se renueva constantemente para evitar la saturación con sales, los colchones saturados no desalan; El fundamento está en el intercambio iónico que se produce en el colchón, pasando las sales de las gotitas de agua del petróleo al agua del colchón y disminuyendo su concentración.

45. Requisitos para el intercambio • Para ello se deben cumplir una serie de normas como son: • Temperatura para disminuir la viscosidad y favorecer el contacto de las gotas, • Producto químico para disminuir la tensión interfacial, • Renovación permanente del colchón con agua dulce, • Tiempo de residencia del petróleo en el tanque suficiente como para que Vasc < 1 m/h. • Buena difusión del petróleo en el colchón, para lo cual el tanque debe tener placas deflectoras,

46. Lavado en cascada A veces se hace pasar el petróleo a través de varios colchones, lavado en cascada. Se ha demostrado que esta metodología es más efectiva. Como norma se toma como valor máximo de salinidad del crudo para ser comercialmente apto no más de 100 grs/m3, expresado como cloruro de sodio (Cl Na).

47. Fundamento Matemático El fundamento matemático que vincula el lavado con los volúmenes de agua y las salinidades es como sigue: 1)  Para saber la salinidad de un petróleo tratado sin agua de lavado, utilizar cualquiera de las siguientes fórmulas: a)   Si tomamos base petróleo:

48. Fundamento Matemático (cont) b) Si tomamos base agua: • Por ejemplo si tenemos un crudo con las sgtes. caract.: • -Salida del crudo del tanque lavador: 0,5 % de agua • -% de agua del crudo sin tratar: 61% • -Salinidad del agua asociada: 47.000 mg/lt • Usando la fórmula ant. tenemos: Cont. sal ct = 235 mg/lt

49. Fundamento Matemático (cont) 2)      Por ello debemos efectuar un lavado con agua dulce, inyectándola en el colchón del tanque lavador. Para el ejemplo dado si: - % de agua de lavado: 16% - Salinidad del agua del lavado: 900 mg/lt Reemplazando nos queda: 187 mg/lt , con una eficiencia del 80%, tenemos 224 mg/lt

50. Fundamento Matemático (cont) 3)      Cambiando el punto de inyección antes del tanque lavador, tenemos la siguiente fórmula: Reemplazando nos queda: 11 mg/lt , con una eficiencia del 80% logramos 14 mg/lt Por lo tanto concluimos que conviene lavar inyectando agua antes del tanque lavador.