UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA
EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
CARRERA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS
Tema: “OPTIMIZACIÓN DE UN DESHIDRATADOR ELECTROSTÁTICO
PARA CRUDO, EN UN CENTRO DE FACILIDADES DE PRODUCCIÓN
(CPF), UTILIZANDO SOFTWARE ESPECIALIZADO”
TESIS DE GRADO PREVIA LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE
TECNÓLOGA DE PETRÓLEOS.
Autora:
KAREN TATIANA ARCOS RON.
Director de tesis:
ING. FAUSTO RAMOS.
QUITO - ECUADOR
2010
III
DECLARACIÓN
Del contenido de la presente Tesis se responsabiliza la señorita KAREN TATIANA
ARCOS RON, todo el contenido del presente trabajo es de mi autoría y responsabilidad.
______________________________________
KAREN TATIANA ARCOS RON.
C.I. 1500849706
IV
CERTIFICACIÓN DEL DIRECTOR
Certifico que bajo mi dirección el presente trabajo fue realizado en su totalidad por
KAREN ARCOS RON.
______________________________________
Ing. Fausto Ramos Aguirre. M.Sc.
DIRECTOR DE TESIS
VI
DEDICATORIA
Este trabajo se lo dedico a DIOS, por ser el pilar fundamental de mi vida, quien me ha
regalado la sabiduría para hacer realidad mis ideales de superación profesional, como
también la fuerza necesaria para seguir adelante en todo momento y por saber guiarme
por el camino correcto.
Con inmenso cariño y gratitud dedico esta tesis a mis Padres, que con esfuerzo,
sabiduría, comprensión, paciencia y con mucho amor me han sabido guiar y apoyar
durante toda mi vida gracias a ellos he podido lograr las metas que me he propuesto.
A mis queridas hermanas y sobrina por su gran ayuda y apoyo en todo momento.
A mis amigos y novio que con sus consejos, apoyo y compresión me han ayudado a
seguir adelante y continuar en esta carrera.
Para todos ellos va dirigido este trabajo.
Karen Arcos Ron.
VII
AGRADECIMIENTO
Principalmente quiero agradecer a DIOS, que me ha bendecido con mi familia, la salud
y por darme la oportunidad de cumplir mis sueños y culminar una etapa más de mi vida.
A mis Padres por ser siempre el apoyo y la inspiración de seguir adelante.
A la UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL que me brindo la oportunidad
de educarme y adquirir los conocimientos para ser una profesional de bien.
Mi agradecimiento al Decano de la Facultad de Ciencias de la Ingeniería, Ing. Jorge
Viteri Moya, por la atención y ayuda que me brindo en el transcurso de mis estudios en
esta prestigiosa Universidad.
Un agradecimiento muy especial al Ing. Fausto Ramos, quien me supo guiar durante la
realización de mi tesis de manera muy objetiva y transparente, brindándome sus
conocimientos y consejos que han sido de mucha ayuda para culminar con éxito este
proyecto.
A mis profesores de toda la carrera de Tecnología de Petróleos, que compartieron todos
sus conocimientos y me brindaron una buena formación.
Karen Arcos Ron.
VIII
RESUMEN
La industria petrolera ecuatoriana en su fase de producción de crudos, tiene que
modernizarse para aplicar las mejores tecnologías que permitan con eficiencia y eficacia
optimizar los recursos y entregar el producto con las especificaciones que determina las
normativas técnicas y los reglamentos de leyes como es el Acuerdo 014 del Ministerio
de Recursos Naturales No Renovables.
El presente trabajo trata acerca de la optimización de un equipo de deshidratación
electrostática de crudos el que está instalado en las facilidades de producción de la
Empresa AGIP Oil Ecuador (AOE) que opera en el bloque 10 en la Provincia de
Pastaza, para lo cual se describen los procesos de tratamiento térmico, físico, químico y
eléctrico que se compendia en este solo equipo, luego se identifican las principales
variables de operación que pueden ser manejadas por un software diseñado por la autora
del trabajo en base Excel lo que permitirá determinar los valores de estas variables que
deben introducirse al sistema SCADA que maneja las operaciones de manera
automática, esto cada vez que las condiciones físico-químicas de los crudos a tratarse
varíen. Como resultados del presente estudio se determina que la temperatura de
operación del equipo puede disminuir, similar el tiempo de residencia del crudo en el
equipo, se justifica así la optimización de recursos cuando la operadora puede disminuir
a la mitad el tiempo de residencia y la cantidad de calor suministrada al sistema lo cual
le permitirá tratar el doble de flujo de crudo que el actual, sin necesidad de incrementar
el número de deshidratadores y disminuir la cantidad de combustible utilizado para el
calentamiento.
IX
El Sistema SCADA es un software de control y adquisición de datos de campo de
manera automatizada, pero no optimiza; existen otros tipos de software con este
objetivo.
En este trabajo se demuestra que con los conocimientos adquiridos en la carrera
universitaria se identifican las variables críticas del proceso las mismas que pueden ser
simuladas y calculadas cada vez que las características de los crudos cambien.
Los deshidratadores electrostáticos son los equipos más eficientes para lograr retirar
residuos de agua de formación y principalmente el agua emulsionada en el crudo para
que este cumpla con la especificación para el transporte ya que debe contener menos de
0,5% de agua. Un solo deshidratador puede reemplazar o otros equipos que
actualmente realizan por separados los tratamientos físicos por gravimetría, químicos
por inyección de demulsificantes, térmicos por adición de calor, todo esto en mucho
menor tiempo, así, el tratamiento combinado térmico, gravimétrico y químico necesita
de 4 a 6 horas para deshidratar, este equipo requiere de 20 a 30 minutos, para nuestro
caso de estudio y por las características de tratar un crudo semipesado (API 19,9) se
obtiene un tiempo de tratamiento de 38 a 40 minutos.
Actualmente los crudos ecuatorianos son ya crudos pesados y contienen altos % de
BS&W, los equipos que existen en las facilidades de superficie especialmente de las
empresas Petroleras Estatales fueron diseñados para tratar crudos livianos y con bajos
cortes de agua por lo que es indispensable modernizar los tratamientos, para ello un
equipo indispensable es un deshidratador electrostático, de allí la importancia del
conocimiento y optimización del uso de este equipo.
X
SUMMARY
Ecuadorian oil industry in your production phase of crude oil, needs to modernize to
apply the best technologies to efficiently and effectively to optimize resources and
deliver product specifications to determine the technical standards and regulations for
laws such as the 014 Agreement Ministry of Exhaustible Natural Resources.
This work deals with the optimization of a team of electrostatic dehydration of crude
which is installed in production facilities of Agip Oil Ecuador to operate the Block 10 in
Pastaza Province, for which describes the thermal treatment processes, physical,
chemical and electrical is summarized in this single computer, then identifies key
operating variables that can be handled by software designed by the author of the work
based on Excel what will determine the values of these variables to be made to the
SCADA system that handles transactions automatically, that whenever the physical-
chemical conditions of the crude to be vary. As a result of this study determined that the
operating temperature of the computer may decrease, similar residence time of oil in the
computer, it justifies the optimization of resources when the operator can reduce by half
the residence time and the amount of heat supplied to the system which allows you to
treat the flow of oil twice the current, without increasing the number of dryers and
decrease the amount of fuel used for heating.
The SCADA system is software for data acquisition and control of automated field, but
not optimized, there other types of software for this purpose.
XI
This paper shows that the knowledge acquired at university identified the critical
variables of the same process can be simulated and calculated each time the
characteristics of the raw change Electrostatic dehydrators are the most efficient
equipment to remove waste water to achieve training and mainly water emulsified in the
oil so that it complies with the specification for transport to contain less than 0.5%
water. One can replace dryer or other equipment currently carried out by separate
gravimetrically physical treatments, chemical demulsifiers injection, thermal heat by
adding all this in much less time, thus, combination therapy thermal gravimetric and
chemical needs 4-6 hours dehydrated, this equipment requires 20-30 minutes for our
case study and the characteristics of treating a heavyweight oil (19.9 API) gives a
treatment time of 38-40 minutes.
Ecuadorians are currently crude and heavy crude oil and contain high % of BS&W, the
teams that exist in the surface facilities especially the state oil company were designed
to treat light crude with low water cut so it is essential to modernize the treatments, for
it is an indispensable equipment electrostatic dehydrator, hence the importance of
knowledge and optimizing the use of this equipment.
XII
ÍNDICE GENERAL
CARÁTULA .................................................................................................................... II
DECLARACIÓN ............................................................................................................ III
CERTIFICACIÓN DEL DIRECTOR ............................................................................ IV
CARTA DE LA EMPRESA ............................................................................................ V
DEDICATORIA ............................................................................................................. VI
AGRADECIMIENTO ...................................................................................................VII
RESUMEN ................................................................................................................... VIII
SUMMARY ..................................................................................................................... X
ÍNDICE GENERAL ......................................................................................................XII
ÍNDICE DE FIGURAS ................................................................................................ XIX
ÍNDICE DE ECUACIONES ...................................................................................... XXII
ÍNDICE DE TABLAS .............................................................................................. XXIII
ÍNDICE DE ANEXOS .............................................................................................. XXIV
XIII
INDICE DE CONTENIDOS
CAPÍTULO I ..................................................................................................................... 1
1. INTRODUCCIÓN .................................................................................................... 1
1.1. Problema ............................................................................................................ 4
1.2. Planteamiento del problema ............................................................................... 4
1.3. Objetivo General ................................................................................................ 5
1.4. Objetivos Específicos ......................................................................................... 5
1.5. Justificación........................................................................................................ 6
1.6. Hipótesis General ............................................................................................... 7
1.7. Hipótesis Específicas ......................................................................................... 7
1.8. Metodología ....................................................................................................... 7
1.8.1. Método Analítico ........................................................................................ 8
1.8.2. Método de Campo ....................................................................................... 8
1.8.3. Métodos Empíricos ..................................................................................... 8
1.9. Variables: ........................................................................................................... 9
CAPÍTULO II ................................................................................................................. 10
2. GENERALIDADES ............................................................................................... 10
2.1. El agua en el crudo .......................................................................................... 11
2.1.1. Como agua libre ........................................................................................ 11
2.1.2. Como agua emulsionada ........................................................................... 12
2.2. Emulsión .......................................................................................................... 12
2.2.1. Formación de emulsiones .......................................................................... 13
2.3. Tipos de agentes emulsificantes ....................................................................... 16
2.3.1. Características de los agentes emulsificantes ............................................ 19
XIV
2.4. Tipos de emulsiones ......................................................................................... 19
2.4.1. Agua en petróleo. (W/O) ........................................................................... 20
2.4.2. Petróleo en agua (O/W) ............................................................................. 20
2.4.3. Petróleo en agua y esto en petróleo. (O/W/O) .......................................... 20
2.4.4. Agua en petróleo y esto en agua. (W/O/W) .............................................. 21
2.5. Factores que determinan el tipo de emulsión ................................................... 21
2.6. Factores que influyen en la estabilidad de las emulsiones ............................... 22
2.6.1. Viscosidad del petróleo ............................................................................. 23
2.6.2. Temperatura .............................................................................................. 23
2.6.3. Contenido de agua ..................................................................................... 24
2.6.4. Edad de una emulsión ............................................................................... 24
2.6.5. Agente emulsionante ................................................................................. 25
2.6.6. Residuos de carbón ................................................................................... 25
2.6.7. Cargas eléctricas ....................................................................................... 25
2.6.8. Exposición al aire ...................................................................................... 25
2.6.9. Tamaño de las gotas .................................................................................. 26
2.6.10. Velocidad de asentamiento o ascenso de la gota. ................................... 27
2.6.11. Tensión interfacial ................................................................................... 29
2.6.12. Viscosidad de la fase externa .................................................................. 29
2.6.13. Relación de volumen de fases ................................................................. 29
2.6.14. pH. ........................................................................................................... 30
2.6.15. Salinidad de la salmuera.......................................................................... 30
2.6.16. Tipo de aceite .......................................................................................... 30
2.6.17. Diferencia de densidad ............................................................................ 31
XV
2.6.18. Presencia de cationes............................................................................... 31
2.6.19. Propiedades reológicas interfaciales ....................................................... 31
2.7. Prevención de la formación de la emulsión agua -petróleo ............................. 33
2.8. Mecanismo de ruptura de la emulsión Agua - Petróleo ................................... 35
2.8.1. Etapa 1. Acercamiento macroscópico de las gotas ................................... 35
2.8.2. Etapa 2. Drenaje de la película. ................................................................. 37
2.8.3. Etapa 3. Coalescencia................................................................................ 38
CAPÍTULO III ................................................................................................................ 40
3. PROCESOS DE DESHIDRATACIÓN .................................................................. 40
3.1. Deshidratación estática..................................................................................... 40
3.2. Deshidratación dinámica .................................................................................. 41
3.3. Métodos para la deshidratación dinámica ....................................................... 41
3.3.1. Método gravimétrico o gravitacional ........................................................ 42
3.3.2. Método térmico ......................................................................................... 43
3.3.2.1. Tratadores de tipo directo................................................................... 44
3.3.2.2. Tratamiento indirecto ......................................................................... 44
3.3.2.3. Ventajas en general tratamiento directo e indirecto ........................... 44
3.3.2.4. Desventajas tratamiento directo e indirecto ....................................... 45
3.3.3. Método químico ........................................................................................ 45
3.3.3.1. Acción de la química deshidratante ................................................... 46
3.3.3.2. Propiedades de un buen desmulsificante............................................ 50
3.3.3.3. Clasificación de un desemulsificante o surfactante ........................... 50
3.3.3.3.1. Según la carga ............................................................................. 50
3.3.3.3.2. Según la solubilidad en agua o aceite ......................................... 51
XVI
3.3.3.4. Evaluación de químicas-laboratorio ................................................... 51
3.3.3.5. Pruebas de botellas ............................................................................. 52
3.3.3.5.1. Toma de las muestras .................................................................. 54
3.3.3.5.2. Evaluación de la prueba de botella.............................................. 54
3.3.3.6. Sistema de inyección de químicos ..................................................... 56
3.3.3.7. Ventajas del tratamiento químico....................................................... 57
3.3.3.8. Desventajas del tratamiento químico ................................................. 57
3.3.4. Método mecánico .................................................................................. 57
3.3.4.1. Lavado de la emulsión ....................................................................... 58
3.3.4.2. Agitación de la emulsión .................................................................... 59
3.3.4.3. Centrifugación .................................................................................... 59
3.3.4.4. Filtrado ............................................................................................... 59
3.3.4.5. Reposo ................................................................................................ 59
3.3.5. Método eléctrico........................................................................................ 60
3.3.5.1. Propiedades en las que actúa un deshidratador electrostático ............ 61
3.3.5.2. Partes de un deshidratador electrostático ........................................... 61
3.3.5.3. Variables de operación de un deshidratador electrostático ................ 63
3.3.5.4. Variables de control de un deshidratador electrostático .................... 63
3.3.5.5. Principio de la deshidratación electrostática ...................................... 63
3.3.5.6. Acción del campo eléctrico de un deshidratador electrostático ...... 65
3.3.5.7. Ventajas de la deshidratación electrostática ....................................... 67
3.3.5.8. Desventajas ........................................................................................ 68
3.3.5.9. Procedimiento de optimización de un deshidratador electrostático
horizontal. ....................................................................................................... 69
XVII
CAPÍTULO IV ................................................................................................................ 77
4. AGIP OIL ECUADOR B.V (AOE) ....................................................................... 77
4.1. Ubicación del Bloque 10 .................................................................................. 78
4.2. Consideraciones ambientales ........................................................................... 79
4.3. Caracterización del crudo del campo Villano Alfa .......................................... 79
4.4. Resultados de pruebas de demulsificación ....................................................... 80
4.5. Instalaciones en Agip Oil Ecuador .................................................................. 81
4.5.1. Plataforma Villano A ................................................................................ 81
4.5.2. Plataforma Villano B................................................................................. 81
4.5.3. Flowline .................................................................................................... 81
4.5.4. Centro de Facilidades de Producción (CPF) ............................................. 82
4.5.5. Línea secundaria (Secondary Line) ........................................................... 83
4.6. CPF. Generalidades .......................................................................................... 83
4.6.1. Producción ................................................................................................ 84
4.6.2. Generación ................................................................................................ 86
4.7. Calentador de fuego directo - deshidratador electrostático (Heater Treater)
CF15HF1001A/B/C/D/E: Accesorios Clase ANSI 150. Ref.: P&IDs CF-226J-
04/05/06/07/15 ........................................................................................................ 87
4.7.1. Funcionamiento del deshidratador electrostático en CPF ......................... 87
4.7.2. Partes internas del deshidratador electrostático de AOE .......................... 89
4.8. Software especializado .................................................................................... 91
4.8.1. Modelación ................................................................................................ 91
4.8.2. Simulación ................................................................................................ 91
4.8.2.1. Simulación de procesos ...................................................................... 91
XVIII
4.8.2.2. Simuladores de procesos químicos .................................................... 93
4.9. Cálculo de comprobación del deshidratador electrostático de Agip Oil Ecuador
................................................................................................................................. 95
CAPÍTULO V ............................................................................................................... 107
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .................................................... 107
5.1. Conclusiones .................................................................................................. 107
5.2. Recomendaciones ........................................................................................... 110
GLOSARIO DE TÉRMINOS ....................................................................................... 112
BIBLIOGRAFÍA .......................................................................................................... 119
XIX
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura No. 2.1: Dos líquidos inmiscibles ........................................................................ 12
Figura No. 2.2: Partes de una emulsión .......................................................................... 13
Figura No. 2.3: Estimación de agua emulsionada vs. Contenido en crudo ..................... 15
Figura No. 2.4: Condiciones para formar emulsiones .................................................... 16
Figura No. 2.5: Representación de la estabilización de una gota de agua por agentes
emulsificantes presentes en el crudo ............................................................................... 18
Figura No. 2.6: Efecto de los agentes emulsificantes en la tensión superficial .............. 19
Figura No. 2.7: Tipos de emulsiones .............................................................................. 21
Figura No. 2.8: Absorción del agente emulsionante en la interfase petróleo-agua......... 26
Figura No. 2.9: Esquema de los factores físico–químicos relacionados con las
interacciones entre dos gotas de fase dispersa en una emulsión W/O ............................ 32
Figura No. 2.10: Esquema de las fuerzas de corte y dilatación al relacionarlas con las
mediciones de las viscosidades correspondientes en una interfase agua-aceite ............. 33
Figura No. 2.11: Variación del factor de STOKES con la temperatura y la gravedad
API .................................................................................................................................. 36
Figura No. 2.12: Efecto del drenaje de la película sobre la concentración de surfactantes
naturales .......................................................................................................................... 37
Figura No. 2.13: Efecto de la concentración superficial sobre la variación en la tensión
interfacial en el interior de la película drenada ............................................................... 38
Figura No. 2.14: Proceso de desestabilización de una emulsión mediante inyección de
química ............................................................................................................................ 39
Figura No. 3.1: Deshidratación estática de crudos .......................................................... 40
Figura No. 3.2: Deshidratación dinámica de crudos ....................................................... 41
XX
Figura No. 3.3: Afinidad Surfactante .............................................................................. 51
Figura No. 3.4: Procedimiento para la realización de la prueba de botella .................... 53
Figura No. 3.5: Acción del deshidratante dosificado en las pruebas de botella en un
mapa de estabilidad formulación .................................................................................... 53
Figura No. 3.6: Porcentaje de eficiencia del tratamiento químico normal ...................... 55
Figura No. 3.7: Porcentaje de eficiencia del tratamiento químico sobre-tratado ........... 56
Figura No. 3.8: Partes de un deshidratador electrostático ............................................... 62
Figura No. 3.9: Vista lateral de un deshidratador ........................................................... 62
Figura No. 3.10: Modelo triangular de una molécula de agua ........................................ 64
Figura No. 3.11: Desplazamiento de las cargas al ser sometidas a un campo eléctrico . 65
Figura No. 3.12: Micro fotografía de una emulsión tomada a 1200 imágenes por
segundo en un deshidratador electrostático ..................................................................... 67
Figura No. 3.13: Temperatura en función a la viscosidad del crudo .............................. 70
Figura No. 3.14: Relación entre el diámetro de la gota y viscosidad del crudo, sugerida
para el diseño de tratadores de crudo .............................................................................. 74
Figura No. 4.1: Ubicación Bloque 10 ............................................................................. 78
Figura No. 4.2: Heater Treater en el CPF ....................................................................... 89
Figura No. 4.3: Parrillas electrostáticas .......................................................................... 89
Figura No. 4.4: Entrada del fluido .................................................................................. 90
Figura No. 4.5: Extractor de niebla ................................................................................. 90
Figura No. 4.6: Coalescedor tipo aleta, sección de coalescencia del deshidratador ....... 90
Figura No. 4.7: Longitud del equipo vs diámetro a diferentes temperaturas con el tiempo
de retención de AGIP .................................................................................................... 100
XXI
Figura No. 4.8: Longitud del equipo vs diámetro a diferentes temperaturas con el
tiempo de retención optimizado .................................................................................... 103
Figura No. 4.9: Tiempo de retención vs diámetro del equipo para verificar el tiempo
de retención óptimo ....................................................................................................... 104
XXII
ÍNDICE DE ECUACIONES
Ecuación No. 2.1: Diámetro de la gota de agua coalescida ............................................ 27
Ecuación No. 2.2: Velocidad de asentamiento o ascenso de la gota ............................... 28
Ecuación No. 2.3: Velocidad de Sedimentación de STOKES ........................................ 35
Ecuación No. 3.1: Porcentaje de eficiencia ..................................................................... 55
Ecuación No. 3.2: Dosis de tratamiento .......................................................................... 56
Ecuación No. 3.3: La fuerza de atracción entre las gotas de agua en un campo
eléctrico ........................................................................................................................... 66
Ecuación No. 3.4: Viscosidad del crudo a la entrada ...................................................... 69
Ecuación No. 3.5: Diámetro de la gota de agua .............................................................. 70
Ecuación No. 3.6: Asentamiento de la gota .................................................................... 71
Ecuación No. 3.7: Tiempo de retención .......................................................................... 71
Ecuación No. 3.8: Calor requerido .................................................................................. 72
Ecuación No. 3.9: Velocidad del flujo de parrillas ......................................................... 72
Ecuación No. 3.10: Área óptima de las parrillas ............................................................. 73
Ecuación No. 3.11: Calor necesario para aumentar la temperatura del fluido ................ 75
XXIII
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla No. 1.1: Datos del Pozo Sacha 107 ......................................................................... 2
Tabla No. 3.1: Tipo de corriente, constante “C” ............................................................. 73
Tabla No. 3.2: Datos del tipo de emulsión en función del diámetro de la gota de agua a
ser decantada del crudo ................................................................................................... 75
Tabla No. 3.3: Datos de temperatura en función al tipo de emulsión ............................. 75
Tabla No. 4.1: Propiedades físicas del crudo villano-8 .................................................. 80
TABLA No. 4.2: Datos referenciales de salida del crudo de Villano Alfa ..................... 82
Tabla No. 4.3: Valores de crudo registrados al ingreso del CPF .................................... 86
Tabla No. 4.4: Cálculo de la viscosidad del crudo a diferentes temperaturas. (cP) ........ 97
Tabla No. 4.5: Cálculo de la gota de agua a ser decantada del crudo a diferentes
temperaturas (micrones) .................................................................................................. 97
Tabla No. 4.6: Cálculo de la esbeltez del equipo a diferentes temperaturas ................... 98
Tabla No. 4.7: Resultados de las propiedades físicas del crudo a diferentes
temperaturas .................................................................................................................... 98
Tabla No. 4.8: Resultados del diámetro teórico del equipo a diferentes temperaturas
y longitudes efectivas ...................................................................................................... 99
Tabla No. 4.9: Resultados del diámetro teórico del equipo a diferentes temperaturas
y longitudes efectivas .................................................................................................... 102
Tabla No. 4.10: Iteraciones para determinar el tiempo de retención óptimo de
acuerdo al diámetro real del equipo .............................................................................. 104
Tabla No. 4.11: Velocidad del crudo a la entrada del deshidratador ............................ 105
XXIV
ÍNDICE DE ANEXOS
Anexo No. 1: Acuerdo Ministerial No. 014 .................................................................. 121
Anexo No. 2: Hoja Técnica y MSDS de un Desmulsificante ....................................... 123
Anexo No. 3: Diagrama de Flujo CPF AGIP OIL - Proceso Actual en CPF- Bloque 10
....................................................................................................................................... 128
Anexo No. 4: Diagrama del CPF en el Sistema SCADA ............................................. 129
Anexo No. 5: Diagrama de Procesos del Campo Villano Alfa en el Sistema SCADA
....................................................................................................................................... 130
Anexo No. 6: Instrumentación de Seguridad del Heater Treater (Deshidratador
Electrostático) ............................................................................................................... 131
Anexo No. 7: Partes de un Deshidratador Electrostático .............................................. 132
Anexo No. 8: Diagrama de un Heater Treater en el Sistema SCADA ........................ 133
Anexo No. 9: Informe de Resultados de Caracterización Físico-Químico del Petróleo de
AOE .............................................................................................................................. 134
Anexo No. 10: Diagrama de Flujo (Deshidratación de Crudos) e Inyección de
Desmulsificantes ........................................................................................................... 135
Anexo No. 11: Approximate Specific Gravity of Petroleum Fractions ........................ 136
Anexo No. 12: Procedimiento del software especializado (Base Excel) ...................... 137
CAPÍTULO I
1
CAPÍTULO I
1. INTRODUCCIÓN
Al inicio de la producción petrolera ecuatoriana los crudos extraídos en los diferentes
campos tenían cortes de agua muy bajos, entre 3- 4 % del fluido total y con º API entre
25 a 29, por lo que las facilidades de superficie se diseñaron para operaciones y equipos
que realicen la separación primaria de agua libre de formación por métodos estático y
mecánicos como separación en tanques de almacenamiento por simple sedimentación y
separación en equipos bifásicos, esta infraestructura permanece en servicio hasta la
presente fecha.
Actualmente los pozos existentes en la mayoría de campos en la zona oriental
ecuatoriana, son campos maduros, es decir que se ha extraído de ellos más de la mitad
de sus reservas probadas, esto hace que la producción de cada uno decline y se tenga
cortes de agua del 45 al 65 % de lo cual por lo menos el 2 al 3 % esta como agua
emulsionada.
Se ejemplifica así:
La estructura Sacha fue inicialmente probada con la perforación del pozo Sacha 1, el 21
de enero de 1969, produciendo crudo de 30º API a una tasa de 1328 BPPD con un corte
de agua del 5,6 %v de la formación Hollín a 10160 pies de profundidad. El pozo Sacha
1 el cual ya no está en producción, hasta febrero de 1998 registró un acumulado de
7’327.000 barriles.
2
En la actualidad las condiciones de un pozo del campo Sacha, se presenta en la Tabla 1.
Tabla No. 1.1: Datos del Pozo Sacha 107
FUENTE: Petroproducción. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
El bloque 15 tiene un producción acumulada diaria de alrededor de 100 mil BPPD, de
un crudo pesado de entre 18.5 y 29.6 º API. El campo Edén Yuturi que es una de sus
campos, tiene 85 pozos productores, cuya producción acumulada fluctúa entre 58.500 y
60.000 barriles de petróleo por día (BPPD) con 19.7 ºAPI del campo, además alrededor
de 230.000 barriles de agua por día cuya gravedad específica esta en un promedio de
0.9626 y aproximadamente de 7.55 millones de pies cúbicos estándar por día
(MMPCS/día) de gas con una gravedad específica de 0.735.
DATOS DE CAMPO POZO SACHA 107
DATOS VALOR UNIDADES
Qo 250 [BPPD]
Qw 410 [BAPD]
Qt 660 [BFPD]
BS&W (contenido de agua y sedimentos) 62.1 [%]
GOR (relación gas- petróleo) 270 [SCF/B]
POROSIDAD (Φ) 12.0 [%]
RADIO DEL CASING (rw) 7 [pg]
TEMPERATURA DEL YACIMIENTO (Ty) 217 [ºF]
FACTOR VOLUMÉTRICO (Bo) 1.1437 [By/Bn]
API PRODUCIDO 26.4 [API]
GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL GAS ( γg) 1.1335
PRESIÓN DE FONDO FLUYENTE 1500 [psi]
PRESIÓN ESTÁTICA 1740 [psi]
PRESIÓN EN EL PUNTO DE BURBUJA 1310 [psi]
PERMEABILIDAD 430 [md]
3
Otro dato de importancia es el de la viscosidad del crudo que al momento de ingresar a
los separadores de agua libre es de alrededor de 12.9 cP a 180 ºF.
Estos ejemplos actualizados nos indican la necesidad de introducir procesos de
deshidratación de crudos, especialmente para extraer el agua emulsionada y estos son
mediante la deshidratación electrostática, que es el método más efectivo y versátil.
La función de los deshidratadores es contrarrestar la acción estabilizante de los agentes
emulsionantes presentes en el crudo, tales como surfactantes naturales, asfaltenos,
resinas y sólidos que se forman por la precipitación de sales de estos compuestos. El
agua emulsionada está presente dentro del crudo en partículas de diámetros menores a
0,0001 mm por ello la dificultad de extraerla por métodos convencionales y se necesita
combinar tratamientos mecánicos, físicos, químicos y eléctricos.
Existen varias razones para eliminar el agua del crudo (en general, a menos del 1%).
Entre las más importantes destacan el aumento del costo del transporte y bombeo, la
corrosión en las instalaciones de transporte y de refinación, la demanda de calor para los
tratamientos, la acumulación de electricidad estática durante el transporte de crudos. La
presencia de agua es un parámetro de seguridad industrial a ser tomado en cuenta.
La presente investigación tiene por objeto optimizar un deshidratador electrostático a fin
de conocer los límites de trabajo para obtener un resultado óptimo y poder transportar el
crudo a través de las tuberías dentro de los rangos establecidos. Por la ley (Acuerdo
Ministerial 014, aplicado por la Dirección Nacional de Hidrocarburos).
4
1.1. Problema
El crudo extraído de los pozos petroleros actualmente tiene altos cortes de agua libre
como agua de formación y cantidades considerables de agua emulsionada (2 – 4 %
volumen), determinada como contenido de agua y sedimentos (BS&W); el Estado
Ecuatoriano a través de la Dirección Nacional de Hidrocarburos (DNH) obliga a todas
las operadoras petroleras a entregar el crudo al Estado con un valor de BS&W de 1%
o menos, según el Acuerdo Ministerial 014 publicado en el Registro Oficial Nº 280
del día Jueves 26 de Febrero del 2004.
1.2. Planteamiento del problema
El Agua emulsionada que está presente en el crudo es muy difícil de extraerla
con los métodos convencionales como son separación estática, sedimentación,
inyección de química en los cabezales de pozo, deshidratación mediante
equipos como FWKO (Free Water Knock - Out), separadores bifásicos o
trifásicos. El agua emulsionada está estabilizada con emulsificantes naturales y
por sus micro dimensiones (0,0001 mm de diámetro) no forma gotas
representativas que coalescan y se separen del crudo.
El tratamiento electrostático combina los métodos térmicos, químicos y
mecánicos con el electrostático, resultando en una alta eficiencia de
deshidratación que alcanza porcentajes de BS&W menores a 0,5%.
5
Se tiene que cumplir con la ley nacional que obliga a entregar crudos con
porcentajes de BS&W menores a 1 %, lo que permite grandes economías en la
transportación y evita problemas en la seguridad industrial.
1.3. Objetivo General
Determinar la importancia del tratamiento electrostático en la deshidratación de crudos
en el CPF de la operadora AGIP OIL Ecuador, determinando las principales variables
de operación para introducirlas en un software especializado que permita su control
óptimo.
1.4. Objetivos Específicos
Investigar el nivel de conocimiento científico y tecnológico aplicado al manejo
de los deshidratadores electrostáticos.
Identificar las principales variables y los rangos de operación del equipo
deshidratador electrostático para los crudos que se tratan en el CPF de AGIP
OIL Ecuador, Bloque 10, Campo Villano.
Determinar el SOFTWARE ESPECIALIZADO para las variables y condiciones
a controlar.
Recomendar que las condiciones óptimas de operación sean agregadas al sistema
de control SCADA de la operadora petrolera AGIP OIL Ecuador.
6
1.5. Justificación
Si determinamos los parámetros requeridos para que los deshidratadores electrostáticos
funcionen a su óptima eficiencia obtendremos un crudo apto para la entrega al estado
Ecuatoriano y transportarlo por el Sistema de Oleoducto Transecuatoriano (SOTE).
El petróleo debe cumplir con un contenido de BS&W menor al 1 % según el Acuerdo
Ministerial 014 publicado en el Registro Oficial Nº 280 del día jueves 26 de febrero del
2004. (ANEXO 1)
El presente estudio se limitará a determinar las condiciones de operación de un solo
equipo deshidratador en el Centro de Facilidades de Producción (CPF), optimizar estas
condiciones y extrapolar a todos los equipos similares existentes para los crudos allí
tratados, ya que existen 5 equipos para este tratamiento en el CPF.
Esta propuesta es innovadora en el medio y consiste en aplicar tecnología informática
para realizar una optimización.
7
1.6. Hipótesis General
Las variables de operación y condiciones de funcionamiento del deshidratador
electrostático para crudo pueden ser optimizadas mediante la utilización del software
ESPECIALIZADO con el objetivo de cumplir con el resultado de obtener un crudo
con BS&W menor al 0,5 % en volumen.
1.7. Hipótesis Específicas
Se podrá optimizar algunas variables del proceso de separación de agua
emulsionada y crudo para obtener resultados de BS&W mínimos que
redunden en beneficios económicos.
El software ESPECIALIZADO puede ser aplicado en nuestra industria
petrolera y puede ser desarrollado con los conocimientos adquiridos en la
carrera.
1.8. Metodología
Para el presente trabajo se aplicarán varios métodos de estudio, los necesarios en cada
etapa del mismo, entre ellos:
8
1.8.1. Método Analítico
Se ha utilizado el método analítico, ya que tomamos como base datos proporcionados
por manuales de operación de oleoductos e información proporcionada por la
Operadora los cuales nos han permitido tomar conocimientos sobre el tema.
1.8.2. Método de Campo
Para esta investigación se realiza una visita técnica al Campo Villano, Bloque 10 donde
están los pozos de la operadora y al Centro de Facilidades de Producción (CPF) que está
ubicado en la Parroquia Simón Bolívar de la Ciudad de El Puyo, con la finalidad de
evaluar los procesos existentes y poder elaborar el software propuesto.
1.8.3. Métodos Empíricos
Observación del proceso de deshidratación electrostática
Entrevistas al personal técnico operativo que maneja estos procesos para conocer
antecedentes históricos y resultados actuales.
Histórico para conocer antecedentes del funcionamiento del equipo.
Revisión Bibliográfica especializada del la literatura proporcionada por la
empresa.
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1.9. Variables:
Variable dependiente.
Software ESPECIALIZADO.
Optimización.
Variable independiente.
Deshidratadores Electrostáticos.
Variable interviniente.
El crudo que va a tratarse.
La capacidad del deshidratador.
CAPÍTULO II
10
CAPÍTULO II
2. GENERALIDADES1
Al inicio de la Industria Petrolera, el tratamiento al que era sometido el crudo, con el fin
de separar el agua, era un proceso empírico en el cual se usaban muchos productos
químicos diferentes métodos en forma incoherente. Hoy en día, existen empresas que
ayudan a la Industria Petrolera en la selección adecuada de las sustancias, materiales y
equipos para el tratamiento de los diferentes crudos en el campo. Esta ayuda le permite
a la Industria de los Hidrocarburos resolver uno de los problemas que tiene que
confrontar como es la separación del agua que está asociada con el petróleo.
La producción de petróleo de un yacimiento con frecuencia va acompañada de agua.
Según las condiciones en que estos se depositan en el yacimiento, ésta agua puede tener
muchas o pocas sales en solución, y además puede estar libre o emulsionada con el
petróleo. Por muchos años en la Industria Petrolera hubo necesidad de tratar las
emulsiones de petróleo y agua, para reducir el contenido de agua y sedimento a menos
de 1% y cumplir así con las especificaciones de venta de estos crudos.
Existen varias razones que justifican lo anterior:
En primer lugar, el crudo es comprado y vendido con base en su gravedad ºAPI.
El petróleo de alta gravedad demanda mayores precios, y la presencia de agua no
conviene, porque baja la gravedad del crudo y consecuentemente, afecta su
precio.
1 Brandt F. Deshidratación de Crudos. Enero 2007.
11
Otros factores que afectan el precio del crudo son: viscosidad, contenido de
azufre, metales pesados.
En segundo lugar, cuando el petróleo emulsificado se transporta, el agua ocupa
parte de la capacidad de conducción (provocando sobrecarga) y reducción de la
capacidad de transporte del oleoducto.
En la extracción de crudos se tiene la presencia de agua en dos formas: como agua de
formación y como agua emulsionada. La cantidad de agua presente en cualquiera de
las dos formas varia de pozo a pozo, de campo a campo, existiendo aquellos en que su
contenido es tan alto como de la producción de 120.000 BPD (barriles por día) de
fluido (agua - petróleo), los 100.000 barriles corresponden a agua de formación y
emulsionada y los 20.000 a crudo transportable.
2.1. El agua en el crudo
El agua asociada con la producción de crudo se puede hallar presente de diferentes
maneras, según su grado de mezcla.
2.1.1. Como agua libre
Esta agua se incorpora al crudo a causa de la agitación a la que está sometido durante el
proceso de extracción del subsuelo. La mezcla es muy inestable y se mantendrá
mientras exista turbulencia.
12
Dado que las fases no están en íntimo contacto, su separación requiere solamente un
poco de reposo, es decir, el agua libre producida con el crudo podrá separase del crudo
por gravedad, por lo que los tiempos de decantación (o sedimentación) son
relativamente cortos.
2.1.2. Como agua emulsionada
A diferencia del agua libre, es la que permanece mezclada con el crudo sin separarse
cuando se deja en reposo, para separar el agua emulsificada existen tratamientos como,
químicos, electrostáticos, mecánicos y térmicos, o una combinación de todos estos,
podría ser necesario sumado a la separación producida por la gravedad.
2.2. Emulsión
Una emulsión es una mezcla de dos líquidos inmiscibles, es decir, líquidos que no se
mezclan en condiciones normales, y cuando lo hacen, uno de ellos se dispersa en el otro
en forma de pequeñas gotas y es estabilizado por un agente emulsionante.
Figura No. 2.1: Dos líquidos inmiscibles
FUENTE: Brandt F. Enero 2007. Deshidratación de Crudos.
ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
13
Este último es una sustancia que permite que la emulsión se haga estable o permanente,
actuando en forma de una película envolvente.
En una emulsión, el líquido que aparece en pequeñas gotas se conoce como la fase
dispersa, interna o discontinua y el que rodea las gotas se llama fase continua o externa.
Figura No. 2.2: Partes de una emulsión
FUENTE: Brandt F. Enero 2007. Deshidratación de Crudos.
ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
2.2.1. Formación de emulsiones
Generalmente la formación de emulsiones se debe a la influencia de efectos mecánicos
en el sistema de producción, además de la presencia de sustancias químicas. Los efectos
mecánicos están constituidos por el movimiento del crudo a través de las líneas de
producción, en las cuales debido a los accesorios involucrados se producen efectos de
turbulencia y agitación. Sin embargo, al pasar por todo el aparataje de producción
durante el levantamiento y el transporte en superficie (bombas, válvulas, codos,
restricciones, etc.) se produce la agitación suficiente para que el agua se disperse en el
petróleo en forma de emulsión (W/O) estabilizada por las especies de actividad
interfacial presentes en el crudo.
14
El petróleo tiene sustancias químicas emulsificantes naturales que son las responsables
de la estabilidad de las emulsiones, ya que son capaces de formar alrededor de las gotas
dispersas una película envolvente que evita la coalescencia de la fase dispersa.
Estas sustancias químicas se conocen como agente emulsionantes. Estas se pueden
encontrar tanto en el agua asociada al crudo, como en el propio crudo (asfaltenos y
parafinas), y pueden ser solubles como: jabones de sodio, magnesio y calcio, y
bitúmenes; e insolubles, como sílice, negro de humo y arcilla. Las emulsiones se
clasifican de acuerdo al tamaño de las gotas dispersas; considerándose como
macroemulsión cuando el rango de las gotas es de 10 a 150 micras y como
microemulsión o micela cuando el tamaño de gotas varía de 0.5 a 50 micras.
Otra terminología en la industria petrolera es clasificar las emulsiones directas
producidas como duras y suaves. Por definición una emulsión dura es muy estable y
difícil de romper, principalmente porque las gotas dispersas son muy pequeñas. Por otro
lado, una emulsión suave o dispersión es inestable y fácil de romper.
Podemos resumir, que las condiciones que favorecen la formación de emulsiones son:
Contacto de dos líquidos inmiscibles.- en este caso agua y petróleo.
Efecto de turbulencia o agitación.- las emulsiones no se forman
espontáneamente, pues algún trabajo debe ser puesto en el sistema. La agitación
debe ser suficiente para dispersar un líquido en diminutas gotitas dentro del otro.
En un pozo fluyente, la turbulencia podrá ser provocada por el flujo del petróleo
crudo a través de la sarta de producción. Para un pozo de bombeo, además del
flujo se tiene la turbulencia del bombeo.
15
Existencia de agentes emulsionantes.- este es algún componente orgánico
presente en el petróleo crudo que estabiliza la fase dispersada formando una dura
y elástica película sobre la superficie de los glóbulos. Esta película es delgada y
fácilmente visible bajo el microscopio.
Su presencia dificulta la coalescencia de los glóbulos; ayudando a que los
glóbulos salten o reboten alejándose unos de otros con un alto grado de
elasticidad o frecuentemente rompiéndose en partículas más pequeñas.
La cantidad de agua remanente emulsionada varía ampliamente desde 1 a 60 % en
volumen. En los crudos medianos y livianos (>20 °API) las emulsiones contienen
típicamente de 5 a 20 % volumen de agua, mientras que en los crudos pesados y
extrapesados (<20 °API) tienen a menudo de 10 a 35 % de agua. La cantidad de agua
libre depende de la relación agua/aceite y varía significativamente de un pozo a otro.
Figura No. 2.3: Estimación de agua emulsionada vs. Contenido en crudo
FUENTE: NATCO 1995.
ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
16
En cualquier sistema de tratamiento el objetivo es destruir la película protectora por
neutralización del efecto del agente emulsificante.
Este proceso se puede apreciar en la Figura Nº 2.4.
Figura No. 2.4: Condiciones para formar emulsiones
FUENTE: Brandt F. Enero 2007. Deshidratación de Crudos.
ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
2.3. Tipos de agentes emulsificantes
Los agentes emulsionantes son numerosos y pueden ser clasificados de la siguiente
manera:
Compuestos naturales surfactantes tales como: asfaltenos y resinas conteniendo ácidos
orgánicos y bases, ácidos nafténicos, ácidos carboxílicos, compuestos de azufre,
fenoles, cresoles y otros surfactantes naturales de alto peso molecular.
Sólidos finamente divididos, tales como: arena, arcilla, finos de formación, esquistos,
lodos de perforación, fluidos para estimulación, incrustaciones minerales, productos de
la corrosión (por ejemplo sulfuro de hierro, óxidos), parafinas, asfaltenos precipitados.
17
Los fluidos para estimulación de pozos pueden contribuir a formar emulsiones muy
estables.
Químicos de producción añadidos tales como: inhibidores de corrosión, biácidos,
limpiadores, surfactantes y agentes humectantes.
Los surfactantes naturales se definen como macromoléculas con actividad interfacial
que tienen un alto contenido de aromáticos y por lo tanto relativamente planas con al
menos un grupo polar y colas lipofílicas con actividad interfacial.
Estas moléculas pueden apilarse en forma de micelas. Se forman de las fracciones
ácidas de asfaltenos, resinas, ácidos nafténicos y materiales porfirínicos.
Estos surfactantes pueden adsorberse a la interfase de la gota de agua y formar una
película rígida que resulta en una alta estabilidad de la emulsión W/O formada, lo cual
ocurre en menos de tres días.
Es por eso, que la emulsión debe tratarse lo más pronto posible con diferentes agentes
tales como: química deshidratante, calor, sedimentación por centrifugación o
electrocoalescencia.
18
La película interfacial formada estabiliza la emulsión debido a las siguientes causas:
a) Aumenta la tensión interfacial. Por lo general, para emulsiones de crudo la
tensión interfacial es de 30 a 36 mN/m. La presencia de sales también aumenta
la tensión interfacial.
b) Forman una barrera viscosa que inhibe la coalescencia de las gotas. Este tipo de
película ha sido comparada con una envoltura plástica.
c) Si el surfactante o partícula adsorbida en la interfase es polar, su carga eléctrica
provoca que se repelan unas gotas con otras.
En la figura 2.5 se muestra la adsorción de diferentes partículas emulsionantes en una
gota de agua.
Figura No. 2.5: Representación de la estabilización de una gota de agua por
agentes emulsificantes presentes en el crudo
FUENTE: Brandt F. Enero 2007. Deshidratación de Crudos. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
19
2.3.1. Características de los agentes emulsificantes
Reducen la tensión superficial de la gota de aguas, tendiendo a formar gotas de
agua más pequeñas (fenómeno contrario a la coalescencia).
Forma una capa viscosa alrededor de la gota de agua, impidiendo la
coalescencia.
Pueden ser moléculas polares que se alinean entre sí sobre la gota de agua
generando cargas eléctricas. Generando que las gotas se repelan impidiendo la
coalescencia.
Figura No. 2.6: Efecto de los agentes emulsificantes en la tensión superficial
FUENTE: Tratamiento de Emulsiones. Junio 2004.Baker Hughes. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
2.4. Tipos de emulsiones
Las emulsiones de petróleo y agua pueden encontrarse en cuatro formas diferentes:
20
2.4.1. Agua en petróleo. (W/O)
Son llamadas también emulsiones directas, es el tipo de emulsión más común,
comprende cerca del 99% de las emulsiones en la industria petrolera: en ella la fase
dispersa es el agua, y la fase continua es el petróleo. Generalmente su contenido de agua
puede variar de 0% a 80%, pero usualmente se encuentra en el rango de 10% a 35%.
2.4.2. Petróleo en agua (O/W)
O también llamadas emulsiones inversas, en esta emulsión la fase dispersa la constituye
el petróleo, es decir glóbulos de petróleo dispersos y la fase contínua el agua;
normalmente se da en el agua drenada, posteriormente tratamiento de deshidratación.
Este tipo ocurre aproximadamente en el 1% de las emulsiones producidas, estando el
petróleo muy diluido, conteniendo menos del 1% de petróleo.
2.4.3. Petróleo en agua y esto en petróleo. (O/W/O)
Este tipo no se encuentra con frecuencia, es raramente encontrado en la producción del
petróleo y tiene una forma compleja. En las áreas donde se les encuentra, el petróleo es
altamente viscoso y de alta gravedad específica, o el agua es relativamente blanda y
dulce. Está constituida por una fase continua de petróleo en cuyo seno se encuentran
dispersos glóbulos de agua, los que a su vez forma una fase continua en la cual se
encuentran dispersos glóbulos pequeños de petróleo.
21
2.4.4. Agua en petróleo y esto en agua. (W/O/W)
Este tipo de emulsión la constituye una fase continua de petróleo, que en la cual se
encuentra una primera fase dispersa de petróleo, que a su vez, le sirve de fase continua a
una segunda fase. La misma se obtiene más que todo en laboratorios. Todavía no ha
sido encontrado en la producción de campo sin embargo este tipo puede ser
experimentalmente preparado.
Figura No. 2.7: Tipos de emulsiones
FUENTE: Brandt F. Enero 2007. Deshidratación de Crudos.
ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
2.5. Factores que determinan el tipo de emulsión
El agente emulsificante se adhiere al glóbulo por adsorción y posiblemente en algunos
casos por atracción iónica. El tipo de agente emulsificante que es adsorbido en la
interfase petróleo-agua determina el tipo de emulsión que se formará.
22
Para emulsificantes sólidos, el líquido preferentemente moja al agente que será la fase
continua. Para agentes solubles la fase de mayor solubilidad para el agente
emulsificante será la fase continua.
Este fenómeno es un efecto de las tensiones superficiales existentes entre el agente
emulsificante y el petróleo, el agente y el agua.
Desde que la tensión superficial de la interfase de petróleo emulsificante será más
grande que de la interfase agua-emulsificante, el petróleo se formará como gotas.
Naturalmente no son conocidas emulsiones de petróleo-agua en las cuales la tensión
interfacial sea cero, aun sin embargo, emulsiones con una tensión interfacial petróleo
agua son termodinámicamente inestables, puesto que su resolución resultará en una
disminución en el área interfacial, y por tanto, un decrecimiento en la energía libre del
sistema.
2.6. Factores que influyen en la estabilidad de las emulsiones
La estabilidad de las emulsiones, es decir la resistencia a fracturarse, depende de varios
factores, que también influyen en la facilidad con la que un petróleo y agua dados se
emulsificarán. No obstante que el control de la mayoría de estos factores escapan al
operador ciertas precauciones podrán ser justificadas por un costo de tratamiento más
bajo. Algunos de estos factores son:
23
2.6.1. Viscosidad del petróleo
Se define por viscosidad de un líquido a la resistencia que éste presenta cuando fluye a
través de un ducto. Mientras mayor sea la resistencia a fluir, mayor será su viscosidad, y
recíprocamente, el fluido fluirá fácilmente cuando su viscosidad sea baja.
Un petróleo con una viscosidad alta, es decir, que fluye lentamente, mantendrá en
suspensión gotas mucho más grandes que otro de viscosidad baja.
Por mantener gotas grandes y por ser más lenta la velocidad con que se precipitan, un
petróleo de viscosidad alta requiere más tiempo para que las gotas de agua puedan
unirse y otra parte, el tiempo necesario para que precipiten las gotas de mayor. Por lo
tanto, entre más alta sea la viscosidad más estable será la emulsión.
2.6.2. Temperatura
La estabilidad de una emulsión depende de la temperatura, ya que ésta controla la
viscosidad hasta cierta extensión.
Por lo tanto, una emulsión será más estable a menor temperatura, ya que así la
viscosidad aumenta, y con ella la resistencia al movimiento de las gotas. Es por ello que
se aplica calor en los sistemas de tratamiento. El agregar calor a un caudal de aceite-
agua es uno de los métodos tradicionales para separar estas dos fases.
24
2.6.3. Contenido de agua
El contenido de agua en una emulsión tiene un efecto indirecto en su estabilidad, para
una cantidad dada de petróleo y agua. Una emulsión estable puede formarse para una
gran cantidad de volumen de mezcla, pero la emulsión de máxima estabilidad ocurrirá a
una relación dada de Agua-Petróleo, dependiendo del tipo de crudo.
2.6.4. Edad de una emulsión
Si un crudo emulsionado se almacena y no trata, una cierta cantidad de agua precipitará
por gravedad y otra parte se tendrá emulsionada.
A menos que alguna forma de tratamiento sea empleada para completar la ruptura total,
habrá un porcentaje pequeño de agua en el petróleo, aunque se prolongue el tiempo de
sedimentación. Como se señaló anteriormente, este pequeño porcentaje de agua tiende a
estabilizar la emulsión.
Esto explica el por qué algunas emulsiones se hacen más estables y más difíciles de
tratar después que han envejecido; es decir, con el paso del tiempo, una porción de agua
precipita y el porcentaje más pequeño que permanece en el petróleo hace a esa porción
de la producción total más difícil de tratar.
25
2.6.5. Agente emulsionante
Existen agenten que propician la estabilidad de una emulsión y estos pueden dividirse
en tres clases principales:
i) Productos tensoactivos o surfactantes.
ii) Materiales que se presentan en la naturaleza.
iii) Sólidos finamente divididos.
2.6.6. Residuos de carbón
El efecto de los residuos de carbón en la estabilidad de las emulsiones es comparable al
de la viscosidad del petróleo; es decir, entre mayor sea el contenido de residuos de
carbón presentes en el petróleo, mayor será la estabilidad de la emulsión y viceversa.
2.6.7. Cargas eléctricas
La estabilidad de una emulsión se incrementará cuando las cargas eléctricas de las
partículas aumenten. Algunas emulsiones se estabilizan completamente por la atracción
eléctrica.
2.6.8. Exposición al aire
Se comprueba que las emulsiones se hacen más estables cuando están expuestas al aire.
26
Esto se debe a que el oxígeno del aire reacciona con los componentes del crudo para
formar un agente emulsionante. Esta acción ocurre muy rápidamente y bastan unos
pocos segundos de exposición al aire para estabilizar la emulsión.
Figura No. 2.8: Absorción del agente emulsionante en la interfase petróleo-agua
FUENTE: Brandt F. Enero 2007. Deshidratación de Crudos.
ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
2.6.9. Tamaño de las gotas
El tamaño de las gotas en una emulsión afecta su estabilidad, pues cuando las gotas se
acercan a un tamaño de 10 micrones (0.01 mm) en diámetro, la emulsión se hace mis
estable. El tamaño de la gota de agua es uno de los parámetros más importantes para el
control y ayuda en el asentamiento del agua, ya que éste término es cuadrático en la
ecuación de Stokes, o sea la ecuación de asentamiento:
27
Un pequeño aumento en el tamaño de la gota de agua, se refleja en un aumento
significativo en la tasa o velocidad de asentamiento.
No es frecuente tener información de laboratorio referente al tamaño de la gota de agua
dispersa en el crudo, sin embargo, existen laboratorios, en las cuales se puede
determinar su tamaño (dm) w. En el evento de que no se disponga de esta información,
el tamaño de las gotas de agua se puede establecer mediante la siguiente relación
empírica:
Ecuación No. 2.1: Diámetro de la gota de agua coalescida
.
FUENTE: Brandt F. Enero 2007. Deshidratación de Crudos. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
Donde:
(dm)w: Diámetro de la gota de agua coalescida, a la temperatura de tratamiento.
µo: Viscosidad de la fase continua, o sea del aceite, cp (centipoises).
2.6.10. Velocidad de asentamiento o ascenso de la gota.
La velocidad de asentamiento de la gota de agua se determina usando la ley de Stokes:
28
Ecuación No. 2.2: Velocidad de asentamiento o ascenso de la gota
/
FUENTE: Bansbach P.L. “The how and why of Emulsions” ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
Donde:
V= velocidad de asentamiento o ascenso de la gota. (ft/min)
g= aceleración debido a la gravedad.
d= diametro de la gota. (µm)
ρs= densidad de la gota. (g/cm3)
ρf= densidad del fluido. (g/cm3)
µf= viscosidad absoluta del fluido. (cp)
La Ley de Stokes también puede ser usada para determinar los efectos de las
propiedades del fluido producido en la estabilidad de la emulsión. Primero, la velocidad
de asentamiento es proporcional al cuadrado del diametro de la gota, por lo tanto, una
emulsión puede ser estabilizada reduciendo el diametro de la gota.
Las gotas de una emulsión están generalmente en el rango de 0.5-50 µm. Los tamaños
de gota arriba de 10-150 µm deben ser clasificados como una dispersión.
29
2.6.11. Tensión interfacial
Una reducción de la tensión interfacial no es suficiente para aumentar la estabilidad de
la emulsión. Se ha encontrado recientemente que los sistemas de tensión ultra-baja
producen emulsiones inestables. Estudios de tensión interfacial dinámica entre crudo y
agua muestran que la tensión disminuye con el tiempo y que se requieren varias horas
de contacto para obtener un valor estable.
2.6.12. Viscosidad de la fase externa
Una viscosidad alta en la fase externa disminuye el coeficiente de difusión y la
frecuencia de colisión de las gotas, por lo que se incrementa la estabilidad de la
emulsión. Una alta concentración de las gotas también incrementa la viscosidad
aparente de la fase continua y estabiliza la emulsión.
2.6.13. Relación de volumen de fases
Incrementando el volumen de la fase dispersa se incrementa el número de gotas y/o
tamaño de gota y el área interfacial. La distancia de separación se reduce y esto aumenta
la probabilidad de colisión de las gotas. Todos estos factores reducen la estabilidad de la
emulsión.
30
2.6.14. pH.
La adición de ácidos o bases inorgánicos cambia radicalmente la formación de películas
de asfaltenos y resinas que estabilizan las emulsiones agua-aceite. Ajustando el pH se
puede minimizar la rigidez de la película que estabiliza la emulsión y aumentar la
tensión superficial.
2.6.15. Salinidad de la salmuera
La concentración de la salmuera es un factor importante en la formación de emulsiones
estables. Agua fresca o salmuera con baja concentración de sal favorecen la estabilidad
de las emulsiones. Por el contrario, altas concentraciones de sal tienden a reducirla.
2.6.16. Tipo de aceite
Los crudos con aceite de base parafínica usualmente no forman emulsiones estables,
mientras que los crudos nafténicos y de base mixta forman emulsiones estables.
Ceras, resinas, asfaltenos y otros sólidos pueden influenciar la estabilidad de la
emulsión. En otras palabras, el tipo de crudo determina la cantidad y tipo de
emulsionantes naturales.
31
2.6.17. Diferencia de densidad
La fuerza neta de gravedad que actúa en una gota es directamente proporcional a la
diferencia en densidades entre la gota y la fase continua.
Aumentando la diferencia de densidad por incremento de la temperatura se logra
aumentar la velocidad de sedimentación de las gotas y por ende, se acelera la
coalescencia.
2.6.18. Presencia de cationes
Los cationes divalentes como calcio y magnesio tienen tendencia a producir una
compactación de las películas adsorbidas, probablemente por efecto de pantalla
electrostática de un lado, y por otro, la precipitación de sales insolubles en la interfase.
2.6.19. Propiedades reológicas interfaciales
Generalmente, cuando una interfase con moléculas de surfactantes adsorbidas se estira o
dilata se generan gradientes de tensión. Los gradientes de tensión se oponen al
estiramiento e intentan restaurar la uniformidad de la tensión interfacial. Como
consecuencia, la interfase presenta una cierta elasticidad.
32
Figura No. 2.9: Esquema de los factores físico–químicos relacionados con las
interacciones entre dos gotas de fase dispersa en una emulsión W/O
FUENTE: Marfisi. S. Mayo 2004. Deshidratación de Crudo – Principios y Tecnologías. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
La viscosidad (ηd), al igual que la elasticidad interfacial dilatacional εd, se mide sólo
por la dilatación-compresión de la película sin aplicar cillazamiento.
Estas propiedades describen la resistencia de la superficie a los cambios en el área
interfacial.
En la gráfica 2.10 se muestra esquemáticamente las fuerzas de cizalla y dilatacional
sobre la interfase, las cuales determinan la viscosidad de cizallamiento y la dilatacional,
respectivamente.
33
Figura No. 2.10: Esquema de las fuerzas de corte y dilatación al relacionarlas con
las mediciones de las viscosidades correspondientes en una interfase agua-aceite
FUENTE: Marfisi. S. Mayo 2004. Deshidratación de Crudo – Principios y Tecnologías. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
2.7. Prevención de la formación de la emulsión agua -petróleo
Las emulsiones se forman en el aparejo de producción del pozo y en las instalaciones
superficiales debido al golpeteo (turbulencia) y a la presencia del agua, por lo que es
recomendable eliminar el golpeteo (turbulencia) y remover el agua del aceite lo más
alejado posible de las instalaciones de producción.
Algunos recomiendan inyectar el surfactante a fondo de pozo para prevenir la formación
de la emulsión.
Las recomendaciones no siempre son posibles lograrlas, por lo que en muchos casos es
necesario prepararse para el rompimiento de las emulsiones inevitablemente formadas.
34
En pozos fluyentes, una agitación considerable es generalmente causada por el gas
saliendo de solución, conforme decrece la presión. Este gas también causa turbulencia
cuando fluye a través de accesorios y restricciones en la tubería de producción.
Esta turbulencia formadora de emulsión puede ser reducida pero no eliminada
instalando un estrangulador de fondo.
Este estrangulador reduce la estabilidad de la emulsión por las siguientes causas:
a) Hay menos presión diferencial, a través de un estrangulador de fondo.
b) La temperatura del fondo del pozo son considerablemente más altas que las
temperaturas en la superficie.
c) Hay flujo laminar para una gran distancia corriente abajo del estrangulador de fondo
y por lo tanto, menos turbulencia.
Actualmente, el 90 % de las técnicas utilizadas para la extracción de petróleo crudo
generan o agravan los problemas de emulsionación.
Los químicos usados en las fracturas de la formación, estimulaciones de pozos,
inhibición de corrosión, etc., frecuentemente causan problemas de emulsionación muy
severos, por lo que existen también métodos para romperlas, tales como el
calentamiento, aditivos químicos, tratamiento eléctrico y asentamiento.
En los casos de bajo contenido de agua (< 10%) resulta ventajoso añadir agua en fondo
de pozo antes que se produzca la emulsión porque así la emulsión formada será menos
estable (el tamaño de gotas aumenta y se favorece la coalescencia).
35
2.8. Mecanismo de ruptura de la emulsión Agua - Petróleo
Diversos estudios se han hecho sobre los mecanismos de ruptura de una emulsión W/O.
Según el análisis de Jeffreys y Davies en 1971 estas etapas se reducen a tres:
2.8.1. Etapa 1. Acercamiento macroscópico de las gotas
Cuando las gotas de fase dispersa son más o menos grandes se aproximan por
sedimentación gravitacional, gobernadas por las leyes de Stokes (basada en la
suposición de gotas esféricas rígidas, ecuación 2.3).
Ecuación No. 2.3: Velocidad de sedimentación de STOKES
. ². ²
FUENTE: Marfisi. S. Mayo 2004. Deshidratación de Crudo – Principios y Tecnologías. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
Donde:
Vs= velocidad de sedimentación de Stokes (cm/s)
ρ1= densidad de agua (g/ .
ρ2= densidad del crudo (g/ .
g= aceleración de la gravedad (cm/ .
r= radio de las gotas dispersas en el crudo (cm).
ηe= viscosidad del crudo (cP).
ƒs= factor de Stokes (1/cm.s).
36
En la ecuación (2.3), la viscosidad es la que presenta mayor influencia, producto de la
gran sensibilidad de este parámetro ante variaciones en la temperatura. En la figura 2.11
se muestra la variación de la velocidad de asentamiento con la temperatura en términos
del factor de Stokes (fs = Vs/r2) para crudos de distintas gravedades API.
Como puede verse, el efecto de la variación en la temperatura y la gravedad API en el
factor de Stokes es drástico para crudos muy viscosos, lo que da lugar a diferencias de
varios órdenes de magnitud en la velocidad de sedimentación cuando se considera una
pequeña variación en la gravedad API o se incrementa la temperatura.
Figura No. 2.11: Variación del factor de STOKES con la temperatura y la
gravedad API
FUENTE: Emulsion by an Electrostatic Coalescence Methodology. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
37
2.8.2. Etapa 2. Drenaje de la película.
Una vez que dos gotas se acercan, se produce una deformación de su superficie
(adelgazamiento del orden de 0,1 micra o menos) y se crea una película de fluido entre
las mismas, con un espesor alrededor de 500 Å.
El flujo de líquido de la película trae consigo moléculas de surfactantes naturales
adsorbidas debido al flujo convectivo creando un gradiente de concentración en la
interfase. Este gradiente de concentración produce una variación en el valor local de la
tensión interfacial (gradiente de tensión) que genera una fuerza opuesta al flujo de
líquido fuera de la película, gráfica 2.12 y 2.13.
Figura No. 2.12: Efecto del drenaje de la película sobre la concentración de
surfactantes naturales
FUENTE: Staiss F., R. Bohm and R. Kupfer, 1991. Improved Demulsifier Chemistry. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
38
Figura No. 2.13: Efecto de la concentración superficial sobre la variación en la
tensión interfacial en el interior de la película drenada
FUENTE: Staiss F., R. Bohm and R. Kupfer, 1991. Improved Demulsifier Chemistry ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
2.8.3. Etapa 3. Coalescencia
La coalescencia se define como un fenómeno irreversible en el cual las gotas pierden su
identidad, el área interfacial se reduce y también la energía libre del sistema (condición
de inestabilidad). Sin embargo, este fenómeno se produce sólo cuando se vencen las
barreras energéticas asociadas con las capas de emulsionante adsorbido y la película de
fase continua entre las dos gotas. Esta etapa puede considerarse como instantánea
respecto a las dos primeras etapas.
Los procesos de deshidratación utilizan efectos físicos destinados a aumentar la
velocidad de la primera etapa, tales como el calentamiento, que reduce la viscosidad de
la fase externa y aumenta la diferencia de densidad entre los fluidos; ó un aumento de la
cantidad de fase interna (reduce el recorrido promedio de cada gota antes del contacto
con otra).
39
Figura No. 2.14: Proceso de desestabilización de una emulsión mediante inyección
de química
FUENTE: Brandt F. Enero 2007. Deshidratación de Crudos. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
CAPÍTULO III
40
CAPÍTULO III
3. PROCESOS DE DESHIDRATACIÓN2
Los procesos de deshidratación en la Industria petrolera se dividen en dos grandes
grupos:
3.1. Deshidratación estática
Es el método más utilizado en la Industria petrolera, se aplica para ciertos hidrocarburos
como para crudos medianos y pesados. Se fundamenta básicamente en lograr la
deshidratación del crudo, mediante reposo en tanques de almacenamiento. Con este
método se separa el agua de formación que es el mayor volumen del fluido, no se separa
el agua emulsionada por lo que se requiere la aplicación de métodos dinámicos.
Figura No. 3.1: Deshidratación estática de crudos
FUENTE: Curso de Deshidratación de Crudos. PDVSA. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
2 Curso de Deshidratación de Crudos. PDVSA.
41
3.2. Deshidratación dinámica
Es el proceso mediante el cual la deshidratación del crudo se realiza en forma continua
las 24 horas del día.
Generalmente se realiza mediante tanques de lavados en los cuales se mantiene un
colchón de agua, donde el crudo se lava, separadores bifásicos, trifásicos, FWKO,
deshidratadores electrostáticos.
Figura No. 3.2: Deshidratación dinámica de crudos
FUENTE: Curso de Deshidratacion de Crudos. PDVSA. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
3.3. Métodos para la deshidratación dinámica
Los métodos de deshidratación combinan efectos cuyo propósito es eliminar los agentes
emulsionantes naturales o modificar suficientemente sus propiedades, con los que
promueven el acercamiento de las gotas para facilitar su coalescencia.
42
Hay diversos métodos para la deshidratación de los crudos:
3.3.1. Método gravimétrico o gravitacional
El asentamiento gravitacional se lleva a cabo en grandes recipientes llamados tanques,
sedimentadores, tanques de lavado, “gun barrels” y eliminadores de agua libre (EAL).
Los eliminadores de agua libre (EAL) son utilizados solamente para remover grandes
cantidades de agua libre, la cual es agua producida en la corriente, pero que no está
emulsionada y se asienta fácilmente en menos de 10-20 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.
El agua es removida por la fuerza de gravedad y esta remoción provoca ahorros en el
uso de combustible de los calentadores.
Un calentador requiere de 350 Btu para calentar un barril de agua de 1ºF, pero
solamente requiere 150 Btu para calentar un barril de crudo de 1ºF.
Los compuestos químicos rompedores de emulsión pueden, ser adicionados a la
alimentación del recipiente.
43
Los EAL están protegidos por ánodos de sacrificio y por aditamentos para prevenir la
corrosión por el efecto de agua sal.
Otro sistema que es muy importante mencionar son los tanques de lavado o
comúnmente llamados “Gun Barrels”, estos recipientes usualmente operan con media
parte de agua y otra parte lo cubre el aceite, la alimentación de crudo se realiza por la
parte inferior por medio de distribuidores de tal manera que el agua que viene con el
aceite entre en contacto con el agua del recipiente para que la coalescencia del agua se
lleve a cabo, cabe hacer mención que para una mayor eficiencia de separación agua-
aceite se usan desemulsificantes químicos.
3.3.2. Método térmico
Desde el comienzo de la Industria Petrolera, la adición de calor se considera beneficiosa
para la deshidratación de crudos.
Consiste en disminuir la tensión interfacial para propiciar la coalescencia de las micro
gotas de agua, disminuye la viscosidad y la densidad de un crudo.
Los tratadores-calentadores pueden ser de tipo directo e indirecto en función de la forma
en que se aplica el calor.
Dependiendo del tipo de crudo y la temperatura requerida para la deshidratación se
tiene:
44
3.3.2.1. Tratadores de tipo directo
En los tratadores-calentadores de tipo directo el calor es transferido por contacto directo
de la corriente alimentada con el calentador. Se aplica básicamente en crudos pesados
que requieran temperaturas de calentamiento igual o mayores a 180 ºF la cual se logra
haciendo pasar el crudo directamente a través de calentadores.
3.3.2.2. Tratamiento indirecto
Se aplica básicamente en crudos medianos o pesados que requieran temperaturas de
calentamiento en el orden de 160 ºF se alcanza inyectando agua caliente a la línea de
crudo. Se utilizan calentadores similares a los anteriores llamados hornos, para el
calentamiento del agua.
3.3.2.3. Ventajas en general tratamiento directo e indirecto
1. Reduce la viscosidad de la fase continua.
2. Incrementa 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.
45
3.3.2.4. Desventajas tratamiento directo e indirecto
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.
3.3.3. Método químico
El tratamiento químico consiste en aplicar un producto demulsificante sintético
denominado en las áreas operacionales de la industria petrolera como “química
deshidratante”, el cual debe ser inyectado tan temprano como sea posible a nivel de
superficie o en el fondo del pozo.
Esto permite más tiempo de contacto y puede prevenir la formación de emulsión
corriente abajo. La inyección de demulsificante antes de una bomba, asegura un
adecuado contacto con el crudo y minimiza la formación de emulsión por la acción de la
bomba. Hay varias teorías que tratan de explicar el efecto que los compuestos químicos
demulsificantes producen sobre las emulsiones.
46
Las más importantes son:
1. Con la adición de productos químicos se trata de invertir la emulsión; es decir,
una emulsión de agua-petróleo se trataría de convertir en una emulsión de
petróleo-agua. Durante este proceso se alcanzaría la condición intermedia de
separación completa de las dos fases.
2. La acción de los compuestos químicos demulsificantes hacen que la película del
agente emulsionante, que rodea las gotas de agua, adquiera una rigidez
quebradiza hasta provocar una contracción que causa el rompimiento de la
película, con lo cual las gotas de agua se juntan y decantan.
3. La adición de surfactantes a una emulsión causa una reducción notable de la
tensión superficial entre los líquidos en contacto, permitiendo que las diminutas
gotas de la fase dispersa se junten y decanten. Esta es la teoría que se considera
más importante, por ser la más moderna y aceptada.
3.3.3.1. Acción de la química deshidratante
Diferentes estudios han demostrado que el mecanismo físico-químico de acción de los
agentes deshidratantes o demulsificantes está asociado a la formulación óptima del
sistema (SAD = 0, siendo SAD la Diferencia de Afinidad del Surfactante).
La formulación óptima se define básicamente como un estado de equilibrio entre las
afinidades del surfactante para la fase acuosa y para la fase oleica.
47
Estos surfactantes tienen tres efectos fundamentales una vez adsorbidos en la interfase
agua-aceite:
La inhibición de la formación de una película rígida
El debilitamiento de la película volviéndola compresible.
El más importante, el cambio en la formulación del sistema para alcanzar la
condición de SAD = 0.
Los compuestos químicos demulsificantes son agentes activos de superficie, similares a
los emulsificantes.
Un solo compuesto químico no puedo proveer las tres acciones requeridas
anteriormente citadas, por lo que los desemulsificantes comerciales son una mezcla de
varios desemulsificantes básicos (30-60%) mas la adición de solventes adecuados; tales
como nafta aromática pesada, benceno, tolueno o alcohol isopropilico para obtener un
líquido que fluya a la menor temperatura esperada.
Los desemulsificantes son insolubles en agua y muy solubles en aceite para que puedan
difundirse rápidamente a través de la fase de aceite y alcancen las gotas de agua.
Por el contrario, los desemulsificantes para emulsiones inversas w/o son muy solubles
en agua. Comúnmente son poliaminas cuaternarias de amonio de alto de alto peso
molecular mezcladas con aluminio, hierro o cloruro de zinc.
48
Los productos químicos desmulsificantes pueden caracterizarse como sigue:
Esteres: son buenos deshidratadores, provocan un asentamiento lento de las gotas de
agua, pero al sobredosificarse provocan emulsiones inversas (O/W).
Di-epóxicos: son excelentes deshidratadores, pero provocan un asentamiento lento de
las gotas de agua.
Uretanos: buenos deshidratadores, provocan un asentamiento lento de las gotas de
agua.
Resinas: son buenos deshidratadores, provocan un asentamiento rápido de las gotas de
agua, por lo que resulta como agua separada y limpia.
Polialquilenos: pobres deshidratadores, lento asentamiento de las gotas de agua.
Glicoles: requiere mezclarse con otros para aplicarse.
Sulfonatos: Buenos humectantes de sólidos y tienen capacidad para el asentamiento de
las gotas de agua, sobresodificandose no causa emulsiones inversas (O/W), pero pueden
causar la precipitación de partículas de sulfuros de fierro en el agua separada.
Poliestaraminas: agentes de superficie activa violentos, deshidratan en bajas
dosificaciones, al sobredosificarse producen emulsiones inversas (O/W).
Oxialquilados: buenos agentes humectantes, son usados en mezclas.
Poliaminas: son lentos en el asentamiento de las gotas de agua.
Alcanolaminas: son rápidos en el asentamiento de las gotas de agua.
Los demulsificantes deben ser dosificados en forma continua en la relación
determinadas por pruebas de botella y/o pruebas de campo.
49
Los rangos de dosificación pueden variar de 2 a 200 ppm, aunque generalmente se
dosifican en un rango de 10 a 60 ppm.
Generalmente los crudos pesados requieren mayor dosificación que los crudos ligeros.
El exceso de dosificación de desemulsificante incrementa los costos de tratamiento,
incrementa el aceite contenido en la salmuera separada, puede estabilizar aun más la
emulsión regular (agua/aceite) y puede producir emulsiones inversas (aceite/agua).
Los tanques de lavado que tienen largo tiempo de retención (8-24 horas), requieren
desemulsificantes de acción lenta. Por otro lado, los tratadores-calentadores y las
unidades electrostáticas con corto tiempo de retención (15-60 minutos) requieren de
desemulsificantes de acción rápida.
Problemas como precipitación de parafinas en climas fríos, incrementos de sólidos por
corridas, adición de compuestos químicos para estimulación de pozos, pueden requerir
de cambio del desemulsificante de línea.
Debido a que los desmulsificantes son tan numerosos y complejos para permitir su
compleja identificación, seleccionar el desmulsificante más adecuado es un arte y una
ciencia.
50
3.3.3.2. Propiedades de un buen desmulsificante
Alta actividad superficial: genera una rápida migración del desemulsificante a la
interfase.
Impartir fuerte atracción entre las gotas emulsionadas para generar su
floculación.
Suficiente habilidad para desestabilizar el film que rodea las gotas.
Capacidad de dispersar los sólidos.
3.3.3.3. Clasificación de un desemulsificante o surfactante
Los productos químicos que se utilizan en la deshidratación de crudos y en la
clarificación de aguas efluentes afectan la tensión superficial e interfacial del petróleo y
el agua. Los mismos reciben el nombre de “Surfactantes”, y de acuerdo con su
naturaleza físico-química se pueden clasificar en dos grandes grupos:
3.3.3.3.1. Según la carga
Moléculas poliatómicas de alto y mediano peso molecular, con de los extremos como
directriz de la misma, denominado “ANFIFILO”. Según la carga de este se denominan:
Catiónico: anfifilo cargado positivamente.
Aniónico: anfifilo cargado negativamente.
No lónico: anfifilo neutro.
51
3.3.3.3.2. Según la solubilidad en agua o aceite
Las moléculas de los surfactantes poseen extremos con afinidad al agua y al aceite, se
clasifican según el extremo dominante, en:
Hidrofílicos: su extremo dominante tiene afinidad por el agua.
Lipofílicos: su extremo dominante tiene afinidad por el aceite.
Figura No. 3.3: Afinidad Surfactante
FUENTE: Brandt F. Enero 2007. Deshidratación de Crudos. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
3.3.3.4. Evaluación de químicas-laboratorio
La selección de las químicas desemulsificantes se debe realizar inicialmente mediante
pruebas de laboratorio y posteriormente, a nivel de pruebas de campo en toda la
segregación del crudo.
52
Básicamente se realizan mediante análisis conocidos como “Pruebas de botellas”, sin
embargo existen otros métodos con buena eficiencia en la evaluación de químicas,
como el uso del equipo “Dinamic Coalescer”.
3.3.3.5. Pruebas de botellas
La prueba de botella es uno de los métodos de selección de productos químicos
deshidratantes. Se denomina así por el tipo de recipiente que se usa, en el cual se vierte
cierta cantidad de la muestra emulsionada que será tratada.
La determinación del tratamiento a seguir se establece primeramente en pruebas de
laboratorio, mediante esta prueba se puede determinar que compuesto químico romperá
de manera efectiva la emulsión del petróleo crudo de cierta segregación.
También, indicará la proporción de compuesto químico necesaria para tratar el volumen
de petróleo emulsionado que se está proyectando del yacimiento.
Adicionalmente en estas pruebas especiales se determina la necesidad o no del
tratamiento térmico complementario al tratamiento químico y su correspondiente
temperatura de tratamiento. Es importante bajo el punto de vista operacional y
económico, hacer todos los esfuerzos y tentativas posibles para lograr un tratamiento a
temperatura ambiente, el cual involucrará solamente el uso de un rompedor de emulsión
y de otros medios mecánicos de deshidratación. Si lo anterior no es posible alcanzarse,
entonces sí se debe apelar al tratamiento térmico adicional.
53
Figura No. 3.4: Procedimiento para la realización de la prueba de botella
FUENTE: Marfisi. S. Mayo 2004. Deshidratación de Crudo – Principios y Tecnologías. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
Figura No. 3.5: Acción del deshidratante dosificado en las pruebas de botella en un
mapa de estabilidad formulación
FUENTE: Marfisi. S. Mayo 2004. Deshidratación de Crudo – Principios y Tecnologías. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
54
3.3.3.5.1. Toma de las muestras
Toma de la muestra sin tratamiento químico.
Envases preferiblemente nuevos.
La muestra de crudo debe ser representativa de toda la segregación.
Drenar las líneas de los toma-muestras.
En crudos con mucho contenido de gas, o muestras con altas temperaturas, se
recomienda captar la muestra por etapas, hasta completar llenar el envase.
3.3.3.5.2. Evaluación de la prueba de botella
Para cada muestra en estudio, se determinan los siguientes datos:
Volumen de agua libre separada.
Calidad del agua.
Calidad de la interfase crudo – agua.
Porcentaje de agua emulsionada total remanente.
Porcentaje de emulsión en la interfase crudo – agua.
La eficiencia del tratamiento del crudo para cada dosificación utilizada, se determina de
la siguiente manera:
55
Ecuación No. 3.1: Porcentaje de eficiencia
% % %
%
FUENTE: Curso de Deshidratación de Crudos. PDVSA.
ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
Es importante observar en las gráficas si la química en evaluación causa sobre-
tratamiento.
Figura No. 3.6: Porcentaje de eficiencia del tratamiento químico normal
FUENTE: Curso de Deshidratación de Crudos. PDVSA. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
56
Figura No. 3.7: Porcentaje de eficiencia del tratamiento químico sobre-tratado
FUENTE: Curso de Deshidratación de Crudos. PDVSA. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
3.3.3.6. Sistema de inyección de químicos
La inyección de la química deshidratante al crudo se puede realizar mediante:
Sistema de dosificación por goteo.
Inyección de química mediante inyectores a presión.
Dosis de tratamiento.
Ecuación No. 3.2: Dosis de tratamiento
/
/
FUENTE: Brandt F. Enero 2007. Deshidratación de Crudos.
ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
57
3.3.3.7. Ventajas del tratamiento químico
La formación de las emulsiones pueden ser completamente prevenida
dosificando los desemulsificantes desde una etapa temprana del tratamiento.
La emulsión puede ser rota en frío, reduciendo los costos de calentamiento de la
emulsión y la pérdida de gravedad asociada con el calentamiento.
3.3.3.8. Desventajas del tratamiento químico
Una sobredosificación puede producir nuevas emulsiones que son a menudos
más difíciles de romper que las emulsiones originales.
No siempre es económico romper las emulsiones solo con el tratamiento
químico, generalmente es necesario el uso de energía adicional, como
calentamiento o electricidad, para reducir los costos del tratamiento químico.
3.3.4. Método mecánico
El tratamiento mecánico se caracteriza por utilizar equipos de separación estática y
dinámica que permiten la dispersión de las fases de la emulsión y aceleran el proceso de
separación gravitacional.
La utilización de los métodos mecánicos por si solo son muy poco útiles para el
tratamiento de emulsiones, sin embargo unido al tratamiento químico resulta ser
eficientes.
58
Los beneficios que se obtienen mediante este método se interpretan mejor si se analiza
la ecuación de la Ley de Stokes que rige la sedimentación gravitacional, y permite
calcular la velocidad de sedimentación. (Ver ecuación 3.1)
El calentamiento produce una disminución exponencial de la viscosidad del crudo, y
aumenta la diferencia de densidades entre las dos fases. Al elevarse la temperatura y
prácticamente permanece constante; además, aumenta la cantidad de energía en el
sistema y causa un movimiento de las gotas de agua, debido principalmente a corrientes
térmicas. Esto induce a mayor número de colisiones de las gotas de agua, produciéndose
floculación y coalescencia de las mismas.
Este método presenta la desventaja como pérdidas de los hidrocarburos más livianos y
volátiles del petróleo, gastos en el consumo de gas combustible y el riesgo de ocurrir
precipitación de ciertas sales del crudo, como los sulfatos de sodio y calcio cuya
solubilidad decrece con la temperatura; si esto llega a ocurrir, al usar altas temperaturas
se formarán suspensiones coloidales de sales de crudo.
Entre los métodos mecánicos más comunes utilizados en la industria petrolera se tienen:
3.3.4.1. Lavado de la emulsión
Consiste en hacer pasar la emulsión a través de un colchón de agua, generalmente
caliente, para provocar la “disolución” de las gotas de agua suspendidas.
59
3.3.4.2. Agitación de la emulsión
Se utiliza sobre todo con emulsiones tratadas ya químicamente, el mismo se usa para
incrementar el choque de gotas de agua desestabilizadas y lograr su unión y
precipitación.
3.3.4.3. Centrifugación
Es un método poco usado en la industria petrolera. Es posible y más eficaz cuanto
mayor sea la diferencia densidades entre el crudo y el agua.
3.3.4.4. Filtrado
Consiste en hacer pasar la emulsión de agua en crudo a través de un medio filtrante,
adecuado que retenga las partículas de agua y promueva su retención, y por
consiguiente su decantamiento.
3.3.4.5. Reposo
Su aplicación es generalmente necesaria, pero sólo en los casos de emulsiones
inestables, en las cuales permite la separación del agua y del petróleo en un tiempo
adecuado para las operaciones.
60
Cualitativamente, se puede esperar que el tamaño de la gota aumente con el tiempo de
residencia observado en la sección de coalescencia. Generalmente se determina de
pruebas de laboratorio. Para propósito de diseño de los tratadores térmicos, el tiempo de
residencia (TR) se puede estimar en el rango de 20 a 30 minutos o más, dependiendo de
la calidad (ºAPI) del crudo, o de la dureza de la emulsión a tratar.
3.3.5. Método eléctrico
Este método se utiliza en combinación con los Métodos Químico, Mecánico y Térmico
en la deshidratación de crudos. Consiste en utilizar un campo eléctrico, relativamente
fuerte, que induce una orientación polarizada de cargas sobre las moléculas en las
superficies de las gotas de agua. Los cambios de polaridad del campo eléctrico aplicado
ocasionan una alta frecuencia de choques entre las gotas de agua, con lo que se acelera
la coalescencia y se reduce significativamente el tiempo de reposo requerido por el
crudo tratado.
La coalescencia de pequeñas gotas de agua dispersas en el crudo se puede lograr si la
emulsión agua en aceite se somete a la acción de un campo eléctrico de alto voltaje. Los
equipos utilizados en este método son los Deshidratadores Electrostáticos. En la sección
de coalescencia del deshidratador electrostático se pueden obtener estas condiciones
mediante la instalación de dos electrodos en paralelo, entre los cuales se genera el
campo eléctrico de alto voltaje (20000 – 30000 voltios), a través de la cual se hace pasar
la emulsión a tratar. Puede aplicarse corriente alterna o corriente continua, pero se
recomienda la alterna por sus menores costos.
61
3.3.5.1. Propiedades en las que actúa un deshidratador electrostático
Los deshidratadores electrostáticos actúan sobre las siguientes propiedades del crudo y
del agua:
Tensión superficial del crudo y agua, disminuyéndola para propiciar la coalescencia
de las micro gotas de agua y que adquieran mayores diámetros y formen cuerpo de
agua que se precipiten por gravedad.
Viscosidad del crudo, al incrementar la temperatura se facilita la fluidez y la
penetración del producto químico demulsificante.
Densidad del crudo y del agua, al incrementar la temperatura se disminuye la
densidad de las dos fases, se incrementa la variación de densidades crudo – agua.
Conductividad eléctrica del agua emulsionada, la cual contiene sal solubilizada. Esta
conductividad se aprovecha para atraer las macro gotas a electrodos en donde
finalmente coalescen y decantan por gravedad al fondo del equipo.
3.3.5.2. Partes de un deshidratador electrostático
Un deshidratador electrostático está dividido en 3 secciones. La primera sección ocupa
aproximadamente el 50% de su longitud y es llamada “Sección de calentamiento”.
La segunda sección es llamada “Sección central o control de nivel” y esta ocupa por
alrededor del 10% de su longitud ubicada adyacente a la sección de calentamiento.
La tercera sección ocupa el 40% de la longitud del deshidratador y es denominada
“Sección de asentamiento” del agua suspendida para producir crudo limpio.
62
Las parrillas de electrodos de alto voltaje están localizadas en la parte superior del
recipiente, arriba de la interfase agua-aceite.
Figura No. 3.8: Partes de un deshidratador electrostático
FUENTE: Brandt F. Enero 2007. Deshidratación de Crudos. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
Figura No. 3.9: Vista lateral de un deshidratador
FUENTE: Rivadeneira R. Operación de plantas de deshidratación de crudo. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
63
3.3.5.3. Variables de operación de un deshidratador electrostático
Diámetro del vessel ( OD ), plg; Longitud del vessel (s/s), pies; Presión de diseño y
operación, (PSIG); Temperatura de diseño y operación, (°F); Rata de flujo de gas,
(MIMSCFD); Rata de flujo / aceite húmedo, (BPD); Rata de flujo / aceite seco, (BPD)
Entrada y salida de contenido BS&W, (%); Gravedad API; Viscosidad del crudo a 240
(°F); Gravedad específica del agua; Volumen de operación, (%); Corrosión permitida,
plg (mpy); Área de la grilla, pies2.
3.3.5.4. Variables de control de un deshidratador electrostático
Temperatura, tiempo de residencia, voltaje, porcentaje de agua emulsionada, presión,
caudal.
3.3.5.5. Principio de la deshidratación electrostática
La deshidratación electroestática consiste en la aplicación de un campo eléctrico, que
induce una orientación polarizada de cargas sobre las moléculas en la superficie de las
gotas de agua. Los cambios de polaridad del campo eléctrico aplicado ocasionan una
alta frecuencia de choques entre las gotas de agua.
El principio electroestático de coalescencia se basa en la estructura de la molécula de
agua, que corresponde a un campo eléctrico por su configuración.
64
Se puede interpretar que un extremo es negativo y lo constituyente el átomo de
oxigeno, y que el otro extremo es positivo lo constituyente los átomos de hidrogeno.
La molécula del agua se representa por un modelo triangular donde el ángulo de los
enlaces O-H es de 105 grados aproximadamente, debido al carácter Electronegativo del
Oxigeno.
Figura No. 3.10: Modelo triangular de una molécula de agua
FUENTE: Laboratorio de Formulación, Interfases, Reología y Procesos. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
Al aplicar un campo eléctrico la gota de agua se hace dipolar, pasando la gota de una
forma esférica a una elipsoidal. Cuando se produce la elongación para que la gota
alcance la forma elipsoidal, se afecta a la película superficial de la gota lo cual facilita el
contacto con gotas vecinas y facilita la coalescencia de las gotas.
Sin embargo, el efecto más importante radica en el desplazamiento de las cargas
afectadas al ser sometidas a un campo eléctrico.
65
Figura No. 3.11: Desplazamiento de las cargas al ser sometidas a un campo
eléctrico
FUENTE: Laboratorio de Formulación, Interfases, Reología y Procesos. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
Permite tratar emulsiones con gotas de agua con diámetros entre 1 a 10 micrones o en
orden de magnitud más pequeñas que no pueden distinguirse a simple vista. El campo
origina la concentración de cargas, el alargamiento de las gotas de agua en forma
esferoide ovalada y promueve el contacto agua/agua por el estiramiento del material
“interfacial” en los polos de las gotas. Los gradientes que generalmente se aplican
tienen una variación entre 0.5 a 5.0 Kv/cm. Gradientes fuera de este rango, conducen a
una disminución marcada de la eficiencia del tratamiento. Cuando una gota crece se
acerca a un tamaño critico en y recibe gradientes innecesariamente más altos, estos
disipan la fuerza y ocasionan la ruptura de las gotas más grandes.
3.3.5.6. Acción del campo eléctrico de un deshidratador electrostático
Las gotas de agua (conductivas) dispersas en la fase continúa aceite (no conductivo)
sometidas a un campo eléctrico, son forzadas a unirse por uno de los tres fenómenos
siguientes:
66
1. Las gotas de agua se polarizan.
2. Debido a una carga inducida, las gotas de agua son atraídas a uno de los
electrodos, donde se reúnen y coalescen como sigue:
En un campo de corriente alterna (CA) las gotas vibran, se juntan y
coalescen.
En un campo de corriente directa (CD), las pequeñas gotas de agua
tienden a reunirse en los electrodos, formando gotas cada vez más
grandes hasta que se precipitan por gravedad.
3. El campo eléctrico tiende a distorsionar y debilitar la película envolvente de la
gota de agua hasta que se rompe, quedando el agua libre y lista para precipitarse.
Ecuación No. 3.3: La fuerza de atracción entre las gotas de agua en un campo
eléctrico
x
FUENTE: Brandt F. Enero 2007. Deshidratación de Crudos. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
Donde:
S> dm
F: Fuerza de atracción entre las gotas.
Ks: Constante para el sistema.
E: Gradiente de voltaje.
(dm): Diámetro de las gotas de agua.
S: Distancia entre las gotas de agua (donde S> dm).
67
Los equipos tratadores electrostáticos son equipados con un mecanismo externo
especial para ajustar el gradiente de voltaje del campo eléctrico, ya que por experiencia
se ha demostrado que debido a un cambio en las condiciones de producción, se puede
generar un efecto contrario y formar una emulsión más fuerte, lo cual requiere un ajuste
del campo eléctrico a las nuevas condiciones de producción.
Figura No. 3.12: Micro fotografía de una emulsión tomada a 1200 imágenes por
segundo en un deshidratador electrostático
FUENTE: Laboratorio de Formulación, Interfases, Reología y Procesos. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
3.3.5.7. Ventajas de la deshidratación electrostática
Son menos afectados en su operación por las características de los crudos
(densidad, viscosidad), agua o agentes emulsionantes.
Ofrecen mayor flexibilidad y son de menor dimensión.
68
El tiempo de residencia asociado es relativamente corto.
Con el tratamiento electrostático se obtiene una mejor calidad del agua
separada y una mayor flexibilidad en cuanto a las fluctuaciones o variaciones
en los volúmenes de producción.
Requiere vasijas de menor tamaño, bajos tiempos de retención (Ideales para
plataformas marinas).
Requiere menos reactivos químicos (25 a 75 % de ahorro).
Requiere menos calor (Rompimiento de la emulsión a bajas temperaturas).
Mantiene el volumen y ºAPI del aceite tratado (no hay evaporación alta).
Prácticamente no requiere mantenimiento.
Mejor control de contaminantes en el agua de desecho.
Menos sensibles a cambios de gastos o características de emulsión.
Remueven grandes cantidades de agua.
La emulsión puede ser rota a valores de temperatura muy por debajo de las
temperaturas manejadas en otros equipos de separación.
Las variables de operación pueden ser controladas por sistemas automatizados
como el sistema SCADA.
3.3.5.8. Desventajas
Gastos por consumo de energía y mantenimiento.
El nivel de agua libre es una variable difícil de controlar (Corto circuito).
Instalación de sistemas de control más sofisticados, lo que incide tanto en los
costos de operación como de inversión.
69
Instalación de sistemas de carga para un mayor control de flujo al equipo, ya que
necesitan para su operación condiciones de flujo estables y controladas.
Los dispositivos del equipo podrían ser afectados por los cambios en las
propiedades conductoras de los fluidos de alimentación, cuando se incrementa el
agua, la salinidad y la presencia de sólidos.
El nivel de agua libre es controlado por dos medidores de nivel en paralelo y con
diferentes principios de operación.
3.3.5.9. Procedimiento de optimización de un deshidratador electrostático
horizontal.
Determinación de la viscosidad del crudo a la entrada del tratador.
Ecuación No. 3.4: Viscosidad del crudo a la entrada
FUENTE: Beggs-Robinson. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
Donde:
µo: Viscosidad del crudo, (cp).
T: Temperatura del crudo, (ºF).
.
10
z = 3.0324 – 0.02023 G
G: Gravedad específica del crudo, (ºAPI).
70
O por medio de la siguiente gráfica:
Figura No. 3.13: Temperatura en función a la viscosidad del crudo
FUENTE: Handbook of Natural Gas Engineering. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
Diámetro de la gota de agua a ser decantada del crudo.
Ecuación No. 3.5: Diámetro de la gota de agua
.
FUENTE: Handbook of Natural Gas Engineering. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
Donde:
dm: Diametro de la gota de agua, (micrones).
µo: Viscosidad del crudo, (cp).
71
Ecuación de asentamiento para determinar la geometría del recipiente.
Ecuación No. 3.6: Ecuación de asentamiento para determinar la geometría del
recipiente
∆
FUENTE: Handbook of Natural Gas Engineering. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
Donde:
d: Diametro del tratador, (pulg).
Qo: Tasa de flujo del crudo, (bl/día).
µo: Viscosidad del crudo, (cp).
Leff: Longitud de la sección de coalescencia, (pies).
Δγ: Diferencia de gravedades especificas del agua y del crudo (γ γ ).
dm: Diametro de las partículas de agua en la emulsión.
Ecuación para el tiempo de retención.
Ecuación No. 3.7: Tiempo de retención
.
FUENTE: Handbook of Natural Gas Engineering. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
72
Donde:
d: Diametro del tratador, (pulg).
Qo: Tasa de flujo del crudo, (bl/día).
tr: Viscosidad del crudo, (cp).
Leff: Longitud de la sección de coalescencia, (pies).
Aplicación de calor.
Ecuación No. 3.8: Aplicación de calor
∆ . .
FUENTE: Handbook of Natural Gas Engineering. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
Donde:
q: Calor requerido, (BTU/h).
Qo: Tasa de flujo del crudo, (bl/día).
ΔT: Incremento de temperatura, (oF).
γo: Gravedad específica del crudo.
Velocidad de flujo que manejarían las parrillas con cada tipo de corriente.
Ecuación No. 3.9: Velocidad del flujo de parrillas
∆ .
FUENTE: Handbook of Natural Gas Engineering. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
73
Donde:
V: Velocidad del flujo de las parrillas, (m/s).
Qo: Tasa de flujo de aceite, (m3/s).
A: Área optima de las parrillas, (m2).
C: Constante que depende del tipo de corriente.
Δρ: Diferencia de densidad entre el agua y el aceite, (Kg/m3).
: Viscosidad del crudo, (cp), (Pa*s).
Elegir el tipo de corriente con el que se va a trabajar.
Tabla No. 3.1: Tipo de corriente, constante “C”
TIPO DE CORRIENTE CONSTANTE
Constante C para corriente Directa 18,5*10-6
Constante C para corriente Alterna 23*10-6
Constante C para sistema AC/DC 28*10-6
FUENTE: Handbook of Natural Gas Engineering.
ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
Hallar el área optima de las parrillas para el tratamiento del crudo.
Ecuación No. 3.10: Área óptima de las parrillas
FUENTE: Handbook of Natural Gas Engineering. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
74
Donde:
A: Área optima de las parrillas, (m2).
Qo: Tasa de flujo de aceite, (m3/s).
V: Velocidad de flujo, (m/s).
Determinar el tipo de emulsión que se tiene en la entrada al tratador de acuerdo a
la siguiente gráfica o en función a la ecuación 3.7 y a la siguiente tabla.
Figura No. 3.14: Relación entre el diámetro de la gota y viscosidad del crudo,
sugerida para el diseño de tratadores de crudo
FUENTE: Handbook of Natural Gas Engineering. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
75
Tabla No. 3.2: Datos del tipo de emulsión en función del diámetro de la gota de
agua a ser decantada del crudo
TIPO DE EMULSIÓN DIÁMETRO DE GOTAS (Micrones)
Emulsión Fácil 150
Emulsión Moderada 100
Emulsión Fuerte 60
FUENTE: Handbook of Natural Gas Engineering.
ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
Determinar la temperatura del tratamiento de acuerdo a la siguiente tabla.
Tabla No. 3.3: Datos de temperatura en función al tipo de emulsión
TIPO DE EMULSIÓN TEMPERATURA (oC)
Emulsión Fácil 30-38
Emulsión Moderada 38-45
Emulsión Fuerte 45-60
FUENTE: Handbook of Natural Gas Engineering. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
Determinar el calor necesario para aumentar la temperatura del fluido hasta la de
tratamiento.
Ecuación No. 3.11: Calor necesario para aumentar la temperatura del fluido
∆
FUENTE: Handbook of Natural Gas Engineering. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
76
Donde:
q = Calor, (Kj/h).
Qo = Tasa de flujo del crudo, (m3/s) o (kg/h).
ΔT = Incremento de temperatura, (ºC).
Cp = Calor Específicodel crudo, (Kj / Kg ºC).
ρo = Densidad del crudo, (Kg/m3).
CAPÍTULO IV
77
CAPÍTULO IV
4. AGIP OIL ECUADOR B.V (AOE)3
Es una empresa multinacional petrolera que forma parte del grupo ENI –Italia, la mayor
Compañía Italiana de Energía y una de las seis más grandes del mundo, la cual se ha
establecido en nuestro país desde febrero del año 2000 como Contratista de Prestación
de Servicios de Riesgos con el Estado Ecuatoriano a través de PETROECUADOR.
AOE forma parte de las empresas que contribuyen a la explotación petrolera nacional,
es operadora del Bloque 10, Campo Villano, ubicado en el Sector Triunfo Nuevo en la
provincia de Pastaza, actualmente produce 170000 BFPD, tiene un alto corte de agua ya
que los 150000 barriles es producción de agua y 20000 barriles es producción de crudo
aproximadamente.
Entre las instalaciones de operación se encuentran:
Dos plataformas petrolíferas:
Plataforma Villano A.
Plataforma Villano B.
Centro de Facilidades de Producción CPF.
3 AGIP OIL. Descripción del proceso y facilidades de producción del CPF, diciembre del 2008.
78
Fuera de los límites del bloque las operaciones se extienden a Sarayacu donde se
encuentra una estación de bombeo para vencer la columna atmosférica, y luego ser
bombeado el crudo hacia la Estación de Baeza en donde se entrega el crudo al SOTE.,
con un BS&W a 0.5% y °API de 20.
Tiene a su cargo la administración y control de la Estación Baeza, donde se realiza la
transferencia de custodia del crudo proveniente del campo Villano A y de la empresa
PETROAMAZONAS (sector Sarayacu) para posteriormente ser inyectado el crudo al
SOTE.
4.1. Ubicación del Bloque 10
El área destinada para el CPF es de 29 hectáreas ubicada en el sector noroccidental del
Bloque 10.
Figura No. 4.1: Ubicación Bloque 10
FUENTE: AGIP OIL ECUADOR.
ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
79
4.2. Consideraciones ambientales
Las instalaciones han sido diseñadas de manera que se reduzca de la mejor manera el
impacto al medio ambiente, aplicando la normativa ecuatoriana regente y las
regulaciones de la empresa operadora.
La disposición final del agua producida no se realiza en superficie sino que ésta recibe
el tratamiento necesario para la inyección del agua en la zona donde va a ser depositada
definitivamente; la legislación actual requiere que el la presencia de hidrocarburos
totales menor a 15 ppm.
Las facilidades de producción están diseñadas para minimizar la emisión de residuos de
fluidos del proceso, agua producida y químicos, se ha incluido un sistema de
recolección de fluidos producto de derrames o fugas en las líneas, para cumplir con la
normativa dada en el Reglamento Ambiental para Operaciones Hidrocarburíferas del
Ecuador (RAOHE), Decreto 1215.
4.3. Caracterización del crudo del campo Villano Alfa
Para el diseño de las instalaciones se contó con un completo análisis de las propiedades
físico químicas del crudo proveniente del pozo número 8, se demostró que las
propiedades de éste eran apropiadas para el diseño de las facilidades en superficie.
80
Tabla No. 4.1: Propiedades físicas del crudo Villano-8
Peso Molecular (MW) 351.24
Gravedad API 18.0
Gravedad Específica (SG) 0.9465@60 °F
Viscosidad, cP 21.1@138 psig y 215°F
Viscosidad cinemática, cSt 535.95@100°F
Viscosidad cinemática, cSt 37.91@210°F
Punto de vertido, °F 45
FUENTE: AGIP OIL ECUADOR. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
4.4. Resultados de pruebas de demulsificación
La prueba de botella cargada con 2 desmulsificantes químicos, DMO-8288 y DMO-
5050 realizada en el laboratorio arrojó como resultado una efectiva separación del agua
en alrededor de 30 minutos, pero se debe tomar en cuenta que gran parte de los fluidos
no son separados en Villano Alfa sino que son enviados hacia el CPF.
Como resultado de esto, el efecto del desmulsificante es reducido significativamente
debido al paso de los fluidos del pozo a lo largo de la línea de flujo lo que genera una
re-dispersión del agua en el petróleo y viceversa.
La disminución de la temperatura de los fluidos en el CPF resulta en un aumento de la
viscosidad que probablemente retarda la coalescencia de las gotas de agua.
81
4.5. Instalaciones en Agip Oil Ecuador
Para la extracción y tratamiento del crudo, Agip Oil Ecuador tiene algunas
instalaciones:
4.5.1. Plataforma Villano A
El área destinada para esta plataforma es de 4 hectáreas. Dispone de 12 pozos
productores, 2 pozos inyectores y un taladro permanente para reacondicionamiento.
La producción actual es 24.5 KBPPD y 167 KBFPD y una capacidad de inyección de
agua de 80 KBAPD.
4.5.2. Plataforma Villano B
El área destinada para esta plataforma es de 2.2 hectáreas ubicada al norte de la
plataforma Villano A. Dispone de 2 pozos productores y un taladro permanente para
reacondicionamiento. La producción actual es 1.5KBPPD y 14.5 KBFPD.
4.5.3. Flowline
El fluido extraído de los pozos es transportado por la línea de flujo de 47.5 km, con una
capacidad de 90 KBFPD, para un mínimo impacto ambiental pues es considerada una
tubería “invisible” ya que el derecho de vía es de 4 metros.
82
En el recorrido del fluido a través de la línea de flujo se dispone de 6 válvulas
automáticas de cierre remoto ubicadas en diferentes puntos a lo largo de la misma que
toman el nombre de acuerdo a su posición (K4, K10, K16, K22, K27, K32).
TABLA No. 4.2: Datos referenciales de salida del crudo de Villano Alfa
Datos de AGIP OIL ECUADOR.
MANIFOLD (Medidor)
Flowrate: 7100 BFPH
Density: 0.9470 g/cc
Temperatura: 209.0 oF
Oil Dens 60oF: 0.9346 g/cc
H2O Dens 60oF: 0.9991 g/cc
BS&W: 82.98%
Vol Inv: 167.893 BBL
Previus Inv: 167.894 BBL
Oil Dens @60oF Temp: 0.8841 g/cc
H2O Dens @60oF Temp: 0.9601 g/cc
H2O Cut @ 60oF: 0.830 Frac
Net Water Volume: 8.931 BBL
FUENTE: AGIP OIL ECUADOR. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
4.5.4. Centro de Facilidades de Producción (CPF)
El área destinada para el CPF es de 29 hectáreas ubicada en el sector noroccidental del
Bloque 10. En esta instalación se recibe el fluido proveniente de las plataformas Villano
A y B a través de la línea de flujo, para su tratamiento y separación de sus componentes:
petróleo, agua y gas, almacenamiento y transportación hacia la estación de bombeo en
83
Sarayacu por medio de la línea secundaria. La capacidad actual de bombeo es 40
KBPPD, de almacenamiento 60 KBP y de inyección de agua 68 KBAPD.
Dispone de una planta de procesamiento de crudo, tanques de almacenamiento de crudo,
agua producida y combustibles varios (gasolina, diesel y JP1), una planta de generación
y distribución de energía eléctrica y 2 pozos inyectores.
4.5.5. Línea secundaria (Secondary Line)
El crudo procesado en CPF es transportado por la línea de 137 km, con una capacidad
de 80 KBFPD, con un mínimo impacto ambiental pues es una tubería enterrada.
En el recorrido del crudo a través de la línea secundaria se dispone de 12 válvulas de
bloqueo ubicadas en diferentes puntos a lo largo de la misma que toman el nombre de
acuerdo a su posición (Valve Site 1 a Valve Site 12). En la válvula 5 (Valve Site 5) de
la línea secundaria, el crudo procesado del CPF se une con el de Perenco.
Entre las válvulas 9 y 10 de la línea secundaria (Valve Site 9, Valve Site 10) se
encuentra la estación de bombeo de Sarayacu, donde es bombeado hacia la Terminal de
Baeza con una presión necesaria para vencer la topografía del trayecto4.
4.6. CPF. Generalidades
4 Datos proporcionados por el Departamento de Oleoductos, Ing. Fabián Vásconez. Agip Oil Ecuador.
84
Luego de extraído el crudo, debe ser procesado en un centro de facilidades de
producción (CPF), para retirarle el agua de formación, el agua emulsificada, el gas y
que este cumpla con las especificaciones con el transporte, para ello el CPF cuenta con
un conjunto de procesos unitarios físico-químicos. (ANEXO 2)
4.6.1. Producción
En la planta de tratamiento de crudo se realiza la separación de las tres fases hasta
conseguir un valor menor a 0.5% de BS&W aceptable para su despacho al SOTE.
Para el efecto, consta de intercambiadores de calor, un separador de agua libre (Free
Water Knock Out), cinco calentadores deshidratadores (Heater Treaters), un
desgasificador de crudo (Degassing Vessel), bombas de transferencia de crudo, tanques
de almacenamiento de crudo, tanques de almacenamiento de agua producida, bombas de
inyección de agua, sistema de depuración del agua de inyección, sistema de
recuperación de gas para utilidades, sistema de tratamiento de aguas residuales
provenientes de drenajes abiertos y cerrados, de generación eléctrica y aguas lluvia las
cuales se recolectan al sistema API.
Adicionalmente, en diferentes puntos tales como en el subsuelo, en el cabezal de pozo,
en los manifolds de salida del campo villna A, Flow line de ingreso a CPF, al ingreso de
los deshidratadores se inyectan químicos demulsificante y antiespumante para el
tratamiento del crudo, y anticorrosivo, inhibidor de incrustaciones y biocidas para la
85
protección de las facilidades contra la corrosión. Para mejorar la calidad del agua se
inyectan clarificadores. (VER ANEXO 2)
Además se efectúa un continuo seguimiento en un laboratorio para determinar la
eficiencia del tratamiento y la protección de las facilidades. Se realizan análisis de
BS&W, viscosidad, densidad API, residual de aceite en el agua de inyección en ppm,
análisis fisicoquímicos del agua de producción, residual de químicos que previenen la
corrosión y análisis bacteriológico para detener el crecimiento de bacterias
sulforreductoras pues estas en su metabolismo generan H2S, un gas que en presencia de
CO2 y oxígeno disuelto forma una mezcla corrosiva severa.
Igualmente el H2S es nocivo para la salud en concentraciones bajas, sobre los 500 ppm
puede causar muerte súbita. El agua producida es almacenada en los tanques
correspondientes para su desnatado y posterior inyección en pozos en la formación
Hollin acondicionados para el efecto, mediante bombas booster y bombas de inyección
de alta presión. Se inyecta baches de biocida, xileno y JP1 para mejorar la recepción de
agua en el pozo, cuando se nota un decrecimiento en su capacidad de recepción de agua.
El gas liberado en el proceso de deshidratación del crudo, es utilizado para diferentes
aplicaciones, entre ellas: como combustible para los quemadores de los Heater Treaters,
como gas piloto para el encendido de los quemadores de los Heater Treater y la tea,
como sello para los tanques de crudo y agua (Gas Blanket).
86
Tabla No. 4.3: Valores de crudo registrados al ingreso del CPF
Variable Valor máximo leído Valor mínimo leído
Presión (psig) 255 118
Temperatura (°F) 145 85
FUENTE: AGIP OIL ECUADOR. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
4.6.2. Generación
En la planta de generación de energía se dispone de una potencia instalada de 26.6 MW
(potencia nominal) suministrado por 5 grupos motor - generador Wartsila, los cuales
tienen como combustible principal el crudo y como alterno, diesel, adicional se tiene 2
grupos motor - generador Caterpillar los cuales operan únicamente con combustible
diesel.
En la actualidad el consumo de energía diaria de Villano es: 388.3MWh; y la energía
consumida en CPF es: 92.41MWh; dando un total de energía entregada: 480.71MWh.
Tanto villano A y B como CPF no están conectados al SIN (Sistema Nacional
Interconectado)5
5 Datos proporcionados por el área de generación eléctrica, Ing. Xavier Moscoso. Agip Oil Ecuador.
87
4.7. Calentador de fuego directo - deshidratador electrostático (Heater Treater)
CF15HF1001A/B/C/D/E: Accesorios Clase ANSI 150. Ref.: P&IDs CF-226J-
04/05/06/07/15
En el CPF existe un tren de 5 heater treaters, todos con el mismo diseño y capacidades.
Este equipo es el más importante del proceso, pues nos permite:
Eliminar el contenido de agua que no fue separada en el FWKO por debajo del 0.5%
de BS&W.
Continuar con la separación de gas.
Disminuir la viscosidad para que facilite el bombeo de crudo hacia Sarayacu.
4.7.1. Funcionamiento del deshidratador electrostático en CPF
El fluido ingresa por la parte superior y se distribuye uniformemente por un espacio
anular entre la pared interna del calentador y una pared paralela a esta, lo que permite
que el fluido baje de forma laminar al fondo y ascienda, cubriendo los tubos de fuego
que transmiten calor al crudo por la combustión de gas, crudo o diesel.
La transferencia de calor permite disminuir la viscosidad y aumentar la diferencia de
gravedades específicas, lo que facilita la separación del agua y gas del crudo. El crudo
pasa por rebose al fondo del lado deshidratador que debe permanecer inundado y fluye
hacia la parte superior pasando por el colchón de agua que se mantiene en la unidad,
esto permite que el crudo se lave para que las gotas dispersas se junten entre sí y se
88
depositen en el fondo de esta forma se elimina el agua remanente que no fue separada
en el FWKO, completando el tratamiento de deshidratación del crudo.
Se utiliza corriente directa a 24000 VAC para alimentar a las rejillas ánodo-cátodo y por
efecto electrostático favorecer la coalescencia de las gotas de agua para reducir el
BS&W a menos de 0.5%. La salida de crudo con especificaciones es por el lado del
deshidratador mediante una línea de 4”, en la cual está instalado un transmisor para
monitorear la temperatura del crudo y una válvula para el control de nivel de crudo del
lado calentador, con un set actual de 50%. Luego el fluido continúa por una línea de 6”
hacia el cabezal de ingreso al Degassing Vessel de 12”.
Cada lado del vessel tiene una línea de salida de agua producida de 2” con un control de
nivel de esta fase en cada una, ambas salidas se unen a una línea común de 3” para
dirigirse a los intercambiadores de calor agua/crudo A y B. En esta línea está colocado
un totalizador de flujo del agua separada en este recipiente, para contabilizar el agua.
Tanto el lado calentador como el lado deshidratador pueden ser drenados al close drain
para su mantenimiento.
El gas separado en este recipiente sale por un domo ubicado en la parte superior del
treater a través de una línea de 4”. La salida de gas es controlada para mantener la
presión del treater. Actualmente los heatear treater pueden operar entre una presión de
50 a 60 psig, pues es una presión suficiente para alcanzar el siguiente recipiente del
proceso (Degassing Vessel) el mismo que opera a una presión de alrededor de 20psig.
89
Para verificar el nivel de la interfase del calentador y deshidratador, se dispone de 5
toma muestras de 1” dispuestas a diferentes alturas de cada lado del vessel, las cuales
dirigen las muestras del fluido hacia bandejas de recolección donde se puede visualizar
el tipo de fluido y a qué altura aproximada se encuentran las fases. (VER ANEXO3-4)
Figura No. 4.2: Heater Treater en el CPF
FUENTE: AGIP OIL ECUADOR, CPF. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
4.7.2. Partes internas del deshidratador electrostático de AOE
Figura No. 4.3: Parrillas electrostáticas
FUENTE: AGIP OIL ECUADOR, CPF. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
90
Figura No. 4.4: Entrada del fluido
FUENTE: AGIP OIL ECUADOR, CPF. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
Figura No. 4.5: Extractor de niebla
FUENTE: AGIP OIL ECUADOR, CPF. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
Figura No. 4.6: Coalescedor tipo aleta, sección de coalescencia del deshidratador
FUENTE: AGIP OIL ECUADOR, CPF. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
91
4.8. Software especializado
Esta tecnología es utilizada por las principales empresas petroleras a nivel mundial para
simular sus procesos productivos y optimizarlos, control de variables de operación,
simulación matemática
4.8.1. Modelación
Representación matemática de fenómenos físicos. Un modelo es un conjunto de
ecuaciones que relacionan variables del proceso. Evalúa un proceso sin tenerlo
físicamente.
4.8.2. Simulación
Consiste en evaluar numéricamente el modelo para condiciones específicas. El
simulador de procesos resuelve las variables desconocidas a partir de las conocidas o
parámetros de diseños deseados.
4.8.2.1. Simulación de procesos
Usa las relaciones físicas fundamentales:
Balances de masa y energía.
Relaciones de equilibrio.
Correlaciones de velocidad. (Reacción y transferencia de masa y calor).
92
Predice:
Flujos, composiciones y propiedades de las corrientes.
Condiciones de operación tamaño de equipo.
Algunas aplicaciones:
Diseño y optimización de procesos.
Entrenamiento operativo de operarios.
Para llevar a cabo control de procesos.
Ventajas de la simulación.
Reduce el tiempo de diseño de una planta.
Permite al diseñador examinar rápidamente varias configuraciones de planta.
Ayuda a mejorar procesos actuales.
Responde a las interrogantes en el proceso.
Determina condiciones óptimas del equipo.
Se debe tener en cuenta que los resultados de una simulación no son siempre fiables y
estos se deben analizar críticamente.
Hay que tener en cuenta que los resultados dependen de:
La calidad de los datos de entrada.
De que las correlaciones empleadas sean las apropiadas (escoger bien el paquete
termodinámico).
Elección adecuada el proceso.
93
4.8.2.2. Simuladores de procesos químicos
Entre 1970 y 1990 comenzaron a surgir simuladores de procesos comerciales.
Son herramientas básicas en los programas universitarios de ingeniería química.
Las tres empresas que se reparten casi la totalidad del mercado de la simulación de
procesos son AspenTech, Honeywell y Simulation Sciences.
El sector del petróleo y gas ha sido uno de los preferidos por las empresas de simulación
de procesos. Modelos forman parte del Know-how privado de la compañía.
Existen software de simulación privados (desarrollados por empresas) y académicos que
poseen características de simulación especificas que pueden superar muchas veces a los
paquetes comerciales.
Algunos de los paquetes actuales de software se muestran a continuación:
CHEMCAD creado en 1984.
Paquete de módulos que abarca:
–Cálculo y diseño de intercambiadores de calor.
–Simulación de destilaciones dinámicas.
–Simulación de reactores por lotes.
–Simulación de destilaciones por lotes.
–Simulación de redes de tuberías.
94
SuperPro-Designer, provee:
• Simulación del proceso.
• Evaluación económica.
• Análisis avanzado del rendimiento específico.
• Programación del proceso.
• Valoración del impacto ambiental.
HYSYS es un software para la simulación de plantas petroquímicas y afines.
Incluye herramientas para estimar:
-Propiedades físicas
-Equilibrios líquido vapor,
-Balances de materias y energía
-Simulación de muchos equipos de ingeniería química.
-Simula procesos en estado estacionario y dinámico.
95
4.9. Cálculo de comprobación del deshidratador electrostático de Agip Oil
Ecuador
DATOS REALES:
Gravedad API del crudo a 60 oF: 19.9
Tasa de flujo del crudo: 8000 bl/día 0.015 m3/s
Temperatura del crudo a la entrada: 120 oF
Temperatura de operación del crudo en el deshidratador: 220 oF.
Gravedad especifica del crudo (γo) a 120 oF: 0.91 910 kg/m3
Gravedad especifica del agua (γw) a 120 oF: 1.035 1035 kg/m3
Calor específico del crudo: 2.30 kJ / kgoK
GOR: 200 pies 3/ bl.
Presión de trabajo del deshidratador: 50 psig.
BS&W al ingreso: 25%
Tiempo de retención: 75 min.
Dimensiones: Longitud total: 10m (32.8 pies);
Diametro: 2.5m (98.4 pulg)
Transformador: 25 KVA / AC
Voltaje de trabajo: 24000 voltios.
96
DESARROLLO:
Gravedad especifica del crudo a 60 oF
.
.
SG F141.5
131.5 19.9
SG F 0.9346
VER ANEXO 11, para encontrar SG120o
F.
Gravedad API del crudo.
.
.
API141.50.91
131.5
API 24,0
Hallar la viscosidad del crudo a la entrada del tratador. (Ecuación 3.6)
. .
97
. . .
z 3.0324 0.02023 23.9945 y 10^ . 352.3637 190^ .
z 2.5470 y 352.3637 x 0.7885
Tabla No. 4.4: Cálculo de la viscosidad del crudo a diferentes temperaturas. (cP)
API T (oF) Z=3,0324-0,02023*G y= 10z x=y(T)-1,163 µo=10x-1
24 190 2,5470 352,3637 0,7885 5,14
24 200 2,5470 352,3637 0,7428 4,53
24 210 2,5470 352,3637 0,7019 4,03
24 220 2,5470 352,3637 0,6649 3,62
24 120 2,5471 352,4377 1,3458 21,17 FUENTE: Software Especializado ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
Diámetro de la gota de agua a ser decantada del crudo. (Ecuación 3.5)
.
dm 500 5.14 .
dm 165.50 micrones.
Tabla No. 4.5: Cálculo de la gota de agua a ser decantada del crudo a diferentes
temperaturas (micrones)
FUENTE: Software Especializado ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
API T (oF) dm=500(µ)-0,675
24 190 165,50
24 200 180,31
24 210 195,05 24 220 209,71
98
Asentamiento de la gota (Ecuación 3.6).
∆
dL 4388000 bl
día 5.14 cP
1.035 0.91 165.50
dL 5265.06
Tabla No. 4.6: Cálculo de la esbeltez del equipo a diferentes temperaturas
FUENTE: Software Especializado ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
Tabla No. 4.7: Resultados de las propiedades físicas del crudo a diferentes
temperaturas
FUENTE: Software Especializado ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
API T (oF) dLeff = 438((Qo*µ)/(Δℓ*(dm2)))
24 190 5265,06
24 200 3907,19
24 210 2971,91 24 220 2309,09
190oF 200oF 210oF 220oF
Δρ 0,125 0,125 0,125 0,125
µo (cP) 5,14 4,53 4,03 3,62
dm (micrones) 165,50 180,31 195,05 209,71
dLeff 5265,06 3907,19 2971,91 2309,09
99
Cálculo del diámetro del equipo en base al tiempo de retención real.
(Ecuación 3.7).
.
.
d L8000 75
1.05 d
571428.575
d L 571428.57 d 338.1pulg
Tabla No. 4.8: Resultados del diámetro teórico del equipo a diferentes
temperaturas y longitudes efectivas
190 oF 200oF 210oF 220oF tr=75 min
Leff(pies) d(pulg) d(pulg) d(pulg) d(pulg) d(pulg)
5 1053,0 781,4 594,4 461,8 338,1
20 263,3 195,4 148,6 115,5 169,0
30 175,5 130,2 99,1 77,0 138,0
40 131,6 97,7 74,3 57,7 119,5 FUENTE: Software Especializado
ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
100
Figura No. 4.7: Longitud del equipo vs diámetro a diferentes temperaturas con el
tiempo de retención de AGIP
FUENTE: Software Especializado
ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
Comprobación del caudal de acuerdo al tiempo de retención real.
.
.
Q98.4 32.8 1.05
75
Q 4446.23 2 Bl/día
Q 8892.5 Bl/día
101
Determinar el calor necesario para aumentar la temperatura del fluido hasta la de
tratamiento con el tiempo de retención real (Ecuación 3.8).
∆
. .
/
Cantidad de calor aportado con el tiempo de retención real.
6161559kJ/h 60min
X 75min
X
6161559kJh 75 min
60 min
X 7701949.3 kJ/h
102
OPTIMIZACIÓN
Los cálculos iniciales para esta optimización se los toma de los realizados en la pág.
100-102 incluida la TABLA 4.7.
Con el tiempo de retención de 39 minutos optimizado.
Cálculo del diámetro del equipo en base al tiempo de retención optimizado.
(Ecuación 3.7).
.
.
d L8000 39
1.05 d
297142.865
d L 297142.86 d 243.77pulg
Tabla No. 4.9: Resultados del diámetro teórico del equipo a diferentes
temperaturas y longitudes efectivas
190 oF 200oF 210oF 220oF tr=39min
Leff(pies) d(pulg) d(pulg) d(pulg) d(pulg) d(pulg)
5 1053,0 781,4 594,4 461,8 243,8
20 263,3 195,4 148,6 115,5 121,9
30 175,5 130,2 99,1 77,0 99,5
40 131,6 97,7 74,3 57,7 86,2 FUENTE: Software Especializado
ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
103
Figura No. 4.8: Longitud del equipo vs diámetro a diferentes temperaturas con el
tiempo de retención optimizado
FUENTE: Software Especializado
ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
Comprobación del diametro del Deshidratador con el tiempo de retención
optimizado.
.
.
d8000 391.05 32.8
d 95.2 pulg
104
Tabla No. 4.10: Iteraciones para determinar el tiempo de retención óptimo de
acuerdo al diámetro real del equipo
FUENTE: Software Especializado ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
Figura No. 4.9: Tiempo de retención vs diámetro del equipo para verificar el
tiempo de retención óptimo
FUENTE: Software Especializado
ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
tr (min) d (pulg) d (m)
39 95 2,4
50 108 2,7
60 118 3,0
75 132 3,4
105
Velocidad del crudo a la entrada del deshidratador.
Tabla No. 4.11: Velocidad del crudo a la entrada del deshidratador
µ120F(Pa*s) C (constante) ν=C(Δρ/µo)0,6(m/s)
0,021 0,000023 0,004211 FUENTE: Software Especializado
ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
De la fórmula general de la velocidad despejamos tiempo para comprobar el
tiempo de retención óptimo.
/
/
t10m
0.004211m/s
t 2374.7seg
Comprobación del caudal de acuerdo al tiempo de retención real.
.
.
Q98.4 32.8 1.05
39
Q 8550.4 2 Bl/día
Q 17100.9 Bl/día
106
Determinar el calor necesario para aumentar la temperatura del fluido hasta la de
tratamiento con el tiempo real.
∆
. .
/
Cantidad de calor perdido con el tiempo de retención real.
6161559kJ/h 60min
X 39min
X
6161559kJh 39 min
60 min
X 4005013.6 kJ/h
CAPÍTULO V
107
CAPÍTULO V
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1. Conclusiones
Del análisis de resultados calculados mediante el software desarrollado en la presente
tesis (base Excel), se tiene las siguientes conclusiones:
El tiempo de residencia del crudo en el equipo deshidratador electrostático en
el CPF de AOE es de 75 minutos; el tiempo calculado óptimo es de 38 a 40
minutos; según la literatura técnica especializada los tiempos de residencia en
otros equipos similares oscila entre 20 a 30 minutos; el resultado óptimo se
calculo con los datos dimensionales del equipo existente y los datos de
caracterización del crudo actualmente tratado.
Al tener un tiempo de residencia prácticamente en el doble, los costos de
operación y tratamiento se incrementan, entre estos tenemos costos de
calentamiento de crudo en la primera sección del equipo; con un tiempo de
residencia de 75 minutos se requieren 7701949,3 kJ/h; al disminuir a 39
minutos se requiere 4005013.6 kJ/h; prácticamente la mitad.
108
Se comprueba por varias ecuaciones que el tiempo de residencia que
corresponde a las dimensiones del equipo actual (10 m de longitud y 2,5 m de
diámetro interno) está entre 38 a 40 minutos.
Se calcula con el software desarrollado y los datos reales de campo que la
temperatura de operación debe ser 210 °F; actualmente el equipo trabaja a 220
°F. estos 10 °F en exceso tienen repercusiones económicas por la mayor
cantidad de calor aplicada y por la pérdida de volátiles (C1 a C8) que provocan
disminución en el API del crudo ya tratado.
El mejor tratamiento, el más óptimo en utilización de recursos (técnicos,
humanos) es el deshidratador electrostático ya que este conjuga en si los 4
principios necesarios para separar remanentes de agua de formación y
principalmente el agua emulsionada que es la más difícil de sacar, estos son:
gravimétrico, térmico, químico y electrostático. El tener un deshidratador
electrostático permite obtener al final del proceso, un crudo con un BS&W 0,5
% volumen y con un solo equipo, de lo contrario se necesitaría combinar
varios equipos para cumplir con las especificaciones, esto implica mayores
gastos en todos los recursos.
109
Los tiempos de tratamiento en otros equipos como wash - tank, FWKO,
separadores bifásicos, oscila entre 4 a 7 horas, en un deshidratador
electrostático oscila entre 20 a 30 minutos y en nuestro caso estudiado entre
38-40 minutos, esto también por la calidad del crudo, a menores API, crudos
semipesados como el de AOE, este tiempo se incrementa.
Los cálculos para determinar dimensiones del equipo y condiciones de
operación siempre serán aproximaciones; los mejores resultados se obtendrán
de pruebas de campo y de laboratorio, así; la cantidad de química
demulsificante a inyectar en el manifold de ingreso al CPF, la temperatura de
demulsificación, el tiempo de residencia, se tiene que determinar mediante la
PRUEBA DE BOTELLAS; esta temperatura será la que se aplique mediante
un balance de masa y energía, en el equipo.
Del análisis de resultados se concluye que cada deshidratador electrostático en
el CPF de AOE puede manejar hasta un caudal de 8800 BBL fluido/ día;
actualmente trata 8000 BBL fluido/día, si son 5 tratadores se tiene una
capacidad de tratamiento total en exceso de 4000 BBL fluido/día, AOE puede
incrementar este volumen en su operación; tomando en cuenta el tiempo de
residencia óptimo este volumen en exceso, se duplica.
110
Todo el funcionamiento del proceso y el control de variables de proceso en el
CPF de AOE se realiza por sistema SCADA el cual controla y adquiere datos
del campo instantáneamente mediante transductores, pero este SCADA no
optimiza; allí la propuesta del presente estudio de elaborar un software de
optimización previo un conocimiento de las condiciones y variables de
operación. Existen otros softwares de optimización como HYSYS; pero en el
presente trabajo se demuestra que con el conocimiento adquirido, la tesista
puede elaborar un software especializado y confiable el cual puede ser
utilizado sin problema en el campo.
La inyección de química demulsificante tiene que realizarse mediante prueba
de botellas y revisarse periódicamente con muestras de crudo tomadas en el
proceso, con todos los aditivos que se pone a un crudo como controladores de
escala, desparafinadores, inhibidores de corrosión, etc, ya que estos aditivos
tienen gran influencia en el comportamiento del demulsificante; se ha dado
casos que los mejores productos que funciona en un crudo, fracasan en otro,
por las características del crudo y la cantidad y calidad de los aditivos.
5.2. Recomendaciones
Las variables de operación como concentración de la química demulsificante,
la temperatura a la que debe operar el deshidratador, el caudal y el tiempo de
residencia deben determinarse experimentalmente mediante la prueba de
botellas, con estos datos se parte para luego ir ajustando en el equipo y
comprobando con software especializado para optimización.
111
Las características físico químicas del crudo que ingresa al proceso son
cambiantes por lo que es necesario aplicar cálculos con software especializado
para determinar las condiciones ÓPTIMAS de operación cada vez;
Actualmente AOE mantiene estas condiciones de operación fijas para todo tipo
de crudo. El Optimizar mediante software especializado resultará en mejores
resultados económicos en todos los aspectos.
Se recomienda realizar periódicamente ensayos con nuevos productos
demulsificantes químicos, siempre con la prueba de botellas, especialmente
cuando las características del crudo varían.
Se recomienda que en AOE se tome en cuenta el tiempo de residencia,
temperatura y caudal de operación que en el presente trabajo se ha
determinado y se vaya ajustando paulatinamente desde las condiciones
actuales.
112
GLOSARIO DE TÉRMINOS
ADSORCIÓN: Es un fenómeno de superficie, tiene lugar en la superficie de
separación de dos fases, una sólida, a veces liquida y otra fluida. El sólido en
cuya superficie se produce la adsorción se denomina adsorbente o sustrato. El
gas adsorbido se denomina adsorbato. La adsorción se produce en la superficie
interfacial sólido-gas y no debe confundirse con la absorción, en la que el gas
penetra en el interior de la fase sólida.
ABSORCIÓN: Es la operación unitaria que consiste en la separación de uno o
más componentes de una mezcla gaseosa con la ayuda de un solvente líquido
con el cual forma solución (un soluto A), o varios solutos, se absorben de la fase
gaseosa y pasan a la líquida). Este proceso implica una difusión molecular
turbulenta o una transferencia de masa del soluto A, a través del gas B, que no se
difunde y está en reposo, hacia un líquido C, también en reposo.
AGENTE EMULSIFICANTE: Son moléculas que tienen la propiedad de
reducir la tensión superficial entre dos fases inmiscibles tienden a concentrarse
entre las dos fases, favoreciendo su interacción, la que se refleja en la formación
de una mezcla estable.
AGUA DE FORMACIÓN: Agua que se encuentra conjuntamente con el
petróleo y el gas en los yacimientos de hidrocarburos. Puede tener diferentes
concentraciones de sales minerales.
113
AGUA RESIDUAL: Aguas resultantes de la utilización en las actividades
humanas, domésticas o industriales, que se vierten como afluentes.
API: American Petroleum Institude; organismo que regula los procesos que se
realizan en el campo petrolero mediante normas estandarizadas.
BARRIL: Unidad de medida de volumen para petróleo y derivados; equivales
42 galones americanos o 158.98 litros medidos a 60 ºF y a nivel del mar.
BS&W: Contenido de agua y sedimentos que se tiene en un fluido y que se lo
determina por medio de pruebas de laboratorio.
COALESCENCIA: Propiedad o capacidad de ciertas sustancias y cosas para
unirse o fundirse con otras en una sola.
CABEZAL DEL POZO: Es un equipo que mantiene el control de un pozo
desde la superficie. Incluye el cabezal de tubería de revestimiento, el cabezal de
tubería de producción y árbol de Navidad.
DEMULSIFICANTE: El propósito de los demulsificantes es romper la
emulsión para obtener crudo seco y agua limpia. Los demulsificantes pueden
ser aplicados en un amplio rango de temperaturas para conseguir el resultado
deseado.
114
DISPERSIÓN: Una dispersión de un líquido (fase dispersa) en forma de
pequeñísimas partículas en el seno de otro líquido (fase continua) con el que no
es miscible.
ESTACIÓN DE CONTROL: Una estación de carga manual es la que permite
la interrupción entre el modo manual y el modo automático de un lazo de
control, se puede decir que es la interface del operador con un sistema de
control distribuido y puede relacionarse como estación de control.
EMULSIÓN: Mezcla de dos líquidos mutuamente inmiscibles, uno de los
cuales está disperse en forma de pequeñísimas gotas en el otro y estabilizado
por un agente emulsionante.
EVALUACIÓN DEL IMPACTO AMBIENTAL EIA: Evaluación del
impacto de una instalación o actividad sobre el medio ambiente que la rodea,
realizada antes de que el trabajo sobre esa actividad haya comenzado. El estudio
base original, parte clave de este proceso, describe las condiciones originales.
FLOCULACIÓN: Se forman agregados de glóbulos que no se fusionan entre
sí.
115
HIDROCARBURO: Cualquier compuesto o mezcla de compuestos, sólido,
líquido o gas que contiene carbono e hidrógeno (ej.: carbón, aceite crudo
liviano, mediano o pesado, y gas natural).
INESTABILIDAD DE UNA EMULSIÓN: Se debe al aumento del área
durante la emulsificación.
INVERSIÓN DE FASES: La fase continua pasa a discontinua o viceversa.
LÍNEA DE DESCARGA: Canal o tubo instalado entre las conexiones de la
superficie en la boca del pozo y la zaranda vibratoria a través de la cual pasa el
lodo de perforación en su viaje de vuelta desde el fondo hasta la superficie.
LÍNEA DE FLUJO: Tubería que va desde el cabezal de un pozo hasta la
estación de recolección. Su objetico es transportar el fluido que sale del pozo
hasta los separadores de la estación de recolección.
MEDIDA: La determinación de la existencia de una magnitud o una variable.
METANO: La más pequeña de las moléculas de los hidrocarburos, con un
átomo de carbono y cuatro átomos de hidrógeno. Es el componente principal
del gas natural, pero también está presente en las capas de carbón, y es
producido por animales y por la descomposición de los vegetales. Es un gas
ligero, sin color, sin olor y flamable bajo condiciones normales.
116
OPERADOR: Compañía, organización o persona con autoridad legal para
perforar pozos y extraer hidrocarburos. Puede emplearse un contratista de
perforación para llevar a cabo la perforación en sí. El operador es con
frecuencia parte de un consorcio y actúa a nombre de este.
PARAFINA: Material sólido o semisólido derivado de destilados o residuos; se
emplea para distintos propósitos incluyendo velas y encerados.
PETRÓLEO: Nombre genérico para hidrocarburos, incluyendo petróleo crudo,
gas natural y líquidos del gas natural. El nombre se deriva del Latín, óleum,
presente en forma natural en rocas, petra.
PROCESO: Una operación o secuencia de operaciones envueltas en cambios
de energía, estado, composición y dimensión.
PROGRAMA: Una secuencia repetitiva de acciones que definen el estatus de
salida como una relación a un set de entradas.
RESIDUO: Los componentes pesados, no volátiles, del crudo que fluyen del
fondo de la columna de fraccionamiento durante la destilación fraccionada.
REOLOGÍA: Es la parte de la física que estudia la relación entre el esfuerzo y
la deformación en los materiales que son capaces de fluir.
117
SEDIMENTACIÓN: Cuando la fuerza de gravedad excede el movimiento
térmico de las gotas, se desarrolla un gradiente de concentración en el sistema,
en el que las gotas más grandes se mueven a mayor velocidad hacia la
superficie.
SOLUBILIDAD: Se denomina solubilidad de un compuesto a la máxima
cantidad del mismo que puede diluirse en un determinado volumen de
disolvente; corresponde a la cantidad de soluto presente en una disolución
saturada.
TANQUES DE ALMACENAMIENTO: Grandes depósitos metálicos,
construidos de acero soldado, que se utilizan para guardar crudo o derivados.
TANQUES DE LAVADO: El los tanques de lavado se separa el agua del
aceite por diferencia de densidades; el agua se drena a una piscina y el aceite se
pasa a, un tanque de mayor capacidad, denominado de surgencia, donde se
almacena el crudo producido del campo, libre de gas y agua.
TENSIÓN SUPERFICIAL: Es un fenómeno de superficie y es la tendencia de
un líquido a disminuir su superficie hasta que su energía de superficie potencial
es mínima, condición necesaria para que el equilibrio sea estable.
118
TRANSPORTE: Acción de trasladar crudo y derivados a través de varios
sistemas; por ductos, autotanques y buques tanque.
UNIDAD TÉRMICA BRITÁNICA (BTU): La cantidad de calor requerido
para elevar la temperatura de una libra de agua en un grado Fahrenheit.
VARIABLE DEL PROCESO: Cualquier variable perteneciente a un proceso,
en esta norma se aplica para todas las variables que no sean de señales de
instrumentación.
VISCOSIDAD: Pegajoso, esto es: la resistencia de un líquido al movimiento o
flujo; normalmente se abate al elevar la temperatura.
119
BIBLIOGRAFÍA
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de febrero del 2004.
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120
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Relaciones Institucionales de Petroecuador. (2008).
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Troubleshooting, Gulf Equipment Guides.
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PÁGINAS WEB
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http://www.scribd.com/doc/16751137/DESHIDRATACION-DE-CRUDOS.
http://www.scribd.com/doc/19938421/Emulsiones-en-la-Industria-del-Petroleo.
ANEXOS
121
Anexo No. 1: Acuerdo Ministerial No. 014
Parte pertinente al transporte de crudo.
EL MINISTRO DE ENERGÍA Y MINAS
En ejercicio de la facultad conferida por el artículo 179, numeral 6 de la Constitución
Política de la República del Ecuador, los artículos 6 y 9 de la Ley de Hidrocarburos y el
artículo 17 del Estatuto del Régimen Jurídico y Administrativo de la Función Ejecutiva,
Acuerda:
Expedir el siguiente Reglamento pare el transporte del petróleo crudo a través del
Sistema de Oleoducto Transecuatoriano y la Red de Oleoductos del Distrito
Amazónico.
Art. 10.- El petróleo crudo producido por los usuarios no podrá ser recibido y/o
transportado por las operadoras de existir una o más de las siguientes causas
comprobadas por las operadoras o la DNH.
a) Cuando tenga más del 1% de agua y sedimentos (BS&W);
b) Cuando tenga sustancias y/o posea características que pudieran dañar las
instalaciones de transporte y almacenamiento o interferir con el adecuado
funcionamiento de las instalaciones, de conformidad con las prácticas normales de la
industria petrolera;
c) Cuando la gravedad API sea menor a los asignados en la correspondiente regulación
emitida por la DNH;
122
d) Cuando existiere orden del Ministerio del ramo que prohíba expresamente el
transporte de dicho petróleo;
e) Cuando existan condiciones operativas que impidan su recepción, siempre que no
sean de aquellas contempladas en el artículo 15 del presente acuerdo ministerial; y,
f) Cuando la unidad LACT del usuario y las unidades ACT no se encuentren
funcionando correctamente, situación que será determinada mediante el control diario
de los medidores, conforme a lo establecido en el artículo 7 de este acuerdo.
123
Anexo No. 2: Hoja Técnica y MSDS de un Desmulsificante
124
125
126
127
128
Anexo No. 3: Diagrama de Flujo CPF AGIP OIL - Proceso Actual en CPF- Bloque 10
Flujo de entrada
SOTE
129
Anexo No. 4: Diagrama del CPF en el Sistema SCADA
130
Anexo No. 5: Diagrama de Procesos del Campo Villano Alfa en el Sistema SCADA
131
Anexo No. 6: Instrumentación de Seguridad del Heater Treater (Deshidratador
Electrostático)
CAUSA SENSOR
ACTIVADO GENERA EFECTOS
LADO CALENTADOR Alta alta presión
(90psig) PSH621
A/B/C/D/E USD 1510 A/B/C/D/E
Cierra la válvula ON/OFF de ingreso de fluido SDV221A/B/C/D/E.
Cierra la válvula de control de salida de agua del lado calentador LV521A/B/C/D/E.
Apaga los quemadores Apaga los bloowers
Baja baja presión (35psig)
PSL621 A/B/C/D/E
USD 1510 A/B/C/D/E
Alta alta temperatura de los
tubos de fuego (275°F)
TSH726 USD 1510 A/B/C/D/E
Bajo bajo nivel de fluido
(8ft 3”)
LSL522 A/B/C/D/E
USD 1511 A/B/C/D/E
Cierra la válvula ON/OFF de ingreso de fluido SDV221A/B/C/D/E
Cierra la válvula de control de salida de agua del lado calentador LV521A/B/C/D/E.
Apaga los quemadores. Apaga los bloowers
Alto alto nivel de fluido
(9ft 6”)
LSH524 A/B/C/D/E
USD 1512 A/B/C/D/E
Cierra la válvula ON/OFF de ingreso de fluido SDV221A/B/C/D/E.
Cierra la válvula de control de salida de gas PV620A/B/C/D/E.
LADO DESHIDRATADOR Bajo bajo nivel de
agua (2ft 6”)
LSL528 A/B/C/D/E
USD 1513 A/B/C/D/E
Cierra la válvula de control de salida de agua del lado deshidratador LV529A/B/C/D/E.
EN LAS CHIMENEAS
Alta alta temperatura de la chimenea de los
quemadores de los Treaters (1200°F)
TT720 A/B/C/D/E
TT721 A/B/C/D/E
TT728 A/B/C/D/E
TT729 A/B/C/D/E
Alarma Se apagan los quemadores Apaga los bloowers
132
Anexo No. 7: Partes de un Deshidratador Electrostático
133
Anexo No. 8: Diagrama de un Heater Treater en el Sistema SCADA
134
Anexo No. 9: Informe de Resultados de Caracterización Físico-Químico del
Petróleo de AOE
135
Anexo No. 10: Diagrama de Flujo (Deshidratación de Crudos) e Inyección de Desmulsificantes
136
Anexo No. 11: Approximate Specific Gravity of Petroleum Fractions
Tomado del manual de la GPSA tomo E-23. Fig 23-10
137
Anexo No. 12: Procedimiento del software especializado (Base Excel)
UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA CARRERA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS
SOFTWARE PARA OPTIMIZAR CONDICIONES DE OPERACIÓN DE UN
DESHIDRATADOR ELECTROSTÁTICO EN EL CPF DE AGIP OIL ECUADOR OPERADORA DEL BLOQUE 10.
AUTORA: KAREN ARCOS RON. FECHA: Agosto 2010.
DESHIDRATADOR ELECTROSTÁTICO HORIZONTAL
Datos reales de campo:
Gravedad API del crudo a 60 oF: 19,9 Tasa de flujo del crudo: 8000 bl/día 0,015 m3/s
Temperatura del crudo a la entrada 120 oF Temperatura de operación del crudo: 220 oF
Gravedad especifica del crudo a 120 oF: 0,91 910 kg/m3 Gravedad especifica del agua a 120 oF: 1,035 1035 kg/m3 Tiempo de Residencia 75 min Calor específico del crudo 2,30 Kj/kg oK Longitud del deshidratador 10 m 32,8 pies Diámetro del deshidratador 2,50 m 98,4 pulg GOR: 200 pies3/bl Presión de trabajo del deshidratador: 50 psig BS&W al ingreso: 25 % Transformador: 25 KVA/AC Voltaje de trabajo: 24 voltios.
138
Transformación de la tasa de flujo.
8000 bl 1 m3 1 día 1 hora 1 min 0,015 m3/s
día 6,29 bl 24 horas 60 min 60 seg
Gravedad específica del crudo a 60 oF
SG 60 F 141,5/(131,5+API 60F)
SG 60 F 0,9346
Ver anexo para encontrar SG 120oF
Cálculo del API a diferente temperatura.
API (141,5/SG 120F)‐131,5 API 24
139
1.‐ Cálculo de la viscosidad.
Cálculo de la viscosidad del crudo a diferentes temperaturas (cP). Cálculo del diámetro de la gota (micrones)
Cálculo de la esbeltez del equipo
API T (oF) Z=3,0324‐0,02023*G y= 10z x=y(T)‐1,163 µo=10x‐1 dm=500(µ)‐0,675 dLeff=438((Qo*µ)/(Δℓ*(dm
2)))
24 190 2,5470 352,3637 0,7885 5,14 165,50 5265,06
24 200 2,5470 352,3637 0,7428 4,53 180,31 3907,19
24 210 2,5470 352,3637 0,7019 4,03 195,05 2971,91
24 220 2,5470 352,3637 0,6649 3,62 209,71 2309,09
24 120 2,5471 352,4377 1,3458 21,17
Resultados de las propiedades físicas del crudo a diferentes temperaturas
190 oF 200oF 210oF 220oF
Δρ 0,125 0,125 0,125 0,125
µo (cP) 5,14 4,53 4,03 3,62
dm (micrones) 165,50 180,31 195,05 209,71
dLeff 5265,06 3907,19 2971,91 2309,09
140
2.‐Cálculo del diámetro del equipo en base al tiempo de retención real.
d2Leff = Qo(tr)o/1,05
d2Leff= 571428,57
3.‐ Resultados del diámetro teórico del equipo a diferentes temperaturas y longitudes efectivas
190 oF 200oF 210oF 220oF tr=75 min Leff(pies) d(pulg) d(pulg) d(pulg) d(pulg) d(pulg)
5 1053,0 781,4 594,4 461,8 338,1
20 263,3 195,4 148,6 115,5 169,0
30 175,5 130,2 99,1 77,0 138,0
40 131,6 97,7 74,3 57,7 119,5
GRÁFICA: Longitud del equipo vs Diámetro a diferentes temperaturas con el
tiempo de retención de Agip.
141
4. Comprobación del caudal de acuerdo al tiempo de retención real.
d2Leff= Qo(tr)o/1,05 Qo=((d
2Leff*1,05)/tr) Qo= 4446,23 Bl / día
Qo= 8892,5 Bl / día
5. Calor requerido al tiempo de retención real.
q= Qo*Cp*ρo*ΔT 6161559
Qo Cp ρo ΔT
53 m3 2,30 kj 910 kg (377‐322) oK 6161559 kJ/hora
hora kg* oK m3
Transformación de la tasa de flujo.
8000 bl 42 gal 3,785 lt 1m3 1 día 53 m3/h
día 1 bl 1 gal 1000 lt 24 horas
Transformación de escalas de temperaturas.
oC = (F ‐ 32) / 1,8 oC = (F ‐ 32) / 1,8 oC= (120 ‐ 32) / 1,8 oC= (220 ‐ 32) / 1,8
48,89 104,44
oK = oC + 273 oK = oC + 273
oK = 48,89 + 273 oK = 104,44 + 273
322 377 oK
Cantidad de calor con el tiempo de retención real.
6161559 kJ/h
60 min
x 75 min
x= 6161559 kJ * 75 min
60 min
7701949,3 kJ/hora
142
UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA CARRERA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS
SOFTWARE PARA OPTIMIZAR CONDICIONES DE OPERACIÓN DE UN
DESHIDRATADOR ELECTROSTÁTICO EN EL CPF DE AGIP OIL ECUADOR OPERADORA DEL BLOQUE 10.
AUTORA: KAREN ARCOS RON. FECHA: Agosto 2010.
OPTIMIZACIÓN DE UN DESHIDRATADOR ELECTROSTÁTICO
HORIZONTAL
Datos: Gravedad API del crudo a 60oF: 19,9 Tasa de flujo del crudo: 8000 bl/día 0,015 m3/s Temperatura del crudo a la entrada: 120 oF Temperatura de operación del crudo oF: 220 oF Gravedad especifica del crudo a 120 oF: 0,91 910 kg/m3 Gravedad especifica del agua a 120 oF: 1,035 1035 kg/m3 Tiempo de Residencia: 39 min Calor específico del crudo: 2,30 Kj/kg oK Longitud del deshidratador: 10 m 32,8 pies Diámetro del deshidratador: 2,50 m 98,4 pulg GOR: 200 pies3/bl Presión de trabajo del deshidratador: 50 psig
BS&W al ingreso: 25 %
Transformador: 25 KVA/AC
Voltaje de trabajo: 24 voltios.
Gravedad específica del crudo a 60 ºF
SG 60 F 141,5/(131,5+API 60F)
SG 60 F 0,9346
Ver anexo para encontrar SG 120ºF
API (141,5/SG 120F)‐131,5 API 24
143
1.- Cálculo de la viscosidad.
Cálculo de la viscosidad del crudo a diferentes temperaturas (cP). Cálculo del diámetro de
la gota (micrones) Cálculo de la esbeltez del
equipo
API T (oF) Z=3,0324‐0,02023*G y= 10z x=y(T)‐1,163 µ=10x‐1 dm=500(µ)‐0,675 dLeff=438((Qo*µ)/(Δℓ*(dm2)))
24 190 2,5470 352,3637 0,7885 5,14 165,50 5265,06
24 200 2,5470 352,3637 0,7428 4,53 180,31 3907,19
24 210 2,5470 352,3637 0,7019 4,03 195,05 2971,91
24 220 2,5470 352,3637 0,6649 3,62 209,71 2309,09
24 120 2,5471 352,4377 1,3458 21,17
Resultados de las propiedades físicas del crudo a diferentes temperaturas
190 oF 200oF 210oF 220oF
Δρ 0,125 0,125 0,125 0,125
µo (cP) 5,14 4,53 4,03 3,62
dm (micrones) 165,50 180,31 195,05 209,71
dLeff 5265,06 3907,19 2971,91 2309,09
144
2.-Cálculo del diámetro del equipo en base al tiempo de retención optimizado.
d2Leff= Qo(tr)o/1,05
d2Leff 297142,86
3.- Resultados del diámetro teórico del equipo a diferentes temperaturas y longitudes efectivas.
190 oF 200oF 210oF 220oF tr=39min
Leff(pies) d(pulg) d(pulg) d(pulg) d(pulg) d(pulg)
5 1053,0 781,4 594,4 461,8 243,8
20 263,3 195,4 148,6 115,5 121,9
30 175,5 130,2 99,1 77,0 99,5
40 131,6 97,7 74,3 57,7 86,2
Optimización: Se comprueba que a la temperatura que debería trabajar el deshidratador electrostático es de 210 oF con un tiempo de residencia de 39 minutos.
GRÁFICA 1: Longitud del equipo vs Diámetro a diferentes temperaturas con el
tiempo de retención Optimizado.
145
4. Comprobación del diámetro del Deshidratador con el tiempo de retención optimizado.
d2Leff= Qo(tr)o/1,05
d2=Qo(tr)o/1,05*Leff
9059,2
95,2 pulg
Transformación del diámetro a metros.
95,2 pulg 1 pie 1m 2,4 m
12 pulg 3,28 pies
Iteraciones para determinar el tiempo de retención óptimo de acuerdo al diámetro real del equipo.
tr (min) d (pulg) d (m)
39 95 2,4
50 108 2,7
60 118 3,0
75 132 3,4
GRÁFICA 2: Tiempo de retención vs Diámetro del equipo para verificar el
tiempo de retención óptimo.
146
5. Velocidad del crudo a la entrada del deshidratador.
Transformación de la viscosidad.
21,17 Cp 1 Pa*s 0,021 Pa * s
1000 Cp
Determinación de velocidad y tiempo de retención óptimos.
µ120F(Pa*s) C (constante) ν=C(Δρ/µo)0,6(m/s)
0,021 0,000023 0,004211
De la fórmula general de la velocidad despejamos tiempo para comprobar el tiempo de retención óptimo.
ν=d/t t=d/v
t= 2374,7 seg
Transformación del tiempo.
2374,7 seg 1 min 39,58 min
60 seg
6. Comprobación del caudal de acuerdo al tiempo de retención óptimo
d2Leff= Qo(tr)o/1,05
Qo=(d2*Leff*1,05)/tr
8550,4 bl/día
Q= 17100,9 bl/día
147
7. Calor requerido al tiempo de retención óptimo.
q= Qo*Cp*ρo*ΔT 6161559
Qo Cp ρo ΔT
53 m3 2,30 kj 910 kg (377‐322) oK 6161559 kJ/hora
hora kg* oK m3
Transformación de la tasa de flujo.
8000 bl 42 gal 3,785 lt 1m3 1 día 53 m3/h
día 1 bl 1 gal 1000lt 24 horas
Transformación de escalas de temperaturas.
oC = (F ‐ 32) / 1,8 oC = (F ‐ 32) / 1,8 oC= (120 ‐ 32) / 1,8 oC= (220 ‐ 32) / 1,8
48,89 104,44
oK = oC + 273 oK = oC + 273 oK = 48,89 + 273 oK = 104,44 + 273
322 377
oK
Cantidad de calor con el tiempo de retención óptimo.
6161559 kJ/h
60 min
x 39 min
x= 6161559 kJ/h * 39 min
60 min
4005013,6 kJ/hora
