Manual especializado en tratamiento de crudo pesado by Jonathan Barrios

MANUAL ESPECIALIZADO EN TRATAMIENTO DE CRUDO PESADO

ANGIE JANETH GARCIA GOMEZ DIEGO ANDRES SECHAGUA QUEVEDO JORGE ALBEIRO OSORIO VARGAS

CORPORACION INSTITUCIONAL DEL PETROLEO “COINSPETROL” LTDA TECNICO LABORAL EN PRODUCCION DE POZOS DE PETROLEO Y FACILIDADES DE SUPERFICIE VILLAVICENCIO - META 2009 1

MANUAL ESPECIALIZADO EN TRATAMIENTO DE CRUDO PESADO

ANGIE JANETH GARCIA GOMEZ DIEGO ANDRES SECHAGUA QUEVEDO JORGE ALBEIRO OSORIO VARGAS

TRABAJO DE GRADO PRESENTADO PARA OPTAR AL TÍTULO DE TÉCNICO EN PRODUCCIÓN DE POZOS Y FACILIDADES DE SUPERFICIE

CORPORACION INSTITUCIONAL DEL PETROLEO “COINSPETROL” LTDA TECNICO LABORAL EN PRODUCCION DE POZOS DE PETROLEO Y FACILIDADES DE SUPERFICIE VILLAVICENCIO - META 2009 2

NOTA DE ACEPTACION

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DIRECTOR DE PROYECTO

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Villavicencio, noviembre de 2009

DEDICATORIA

Dedico este proyecto principalmente a mi mamá Nancy Janet Gómez Galeano, mi abuela Alicia Margarita Galeano, mi papá Víctor Julio Varón Ramírez y mi familia porque gracias a su apoyo y dedicación he podido convertirme en la persona que soy hoy en día. A mis grandes amigas, Johana Vargas y Marcela Renteria, quienes me han acompañado y apoyado en los buenos y malos momentos, dándomen las fuerzas para continuar adelante. A mis queridos compañeros con quienes compartí dos años maravillosos porque siempre llenaban mis días de alegría y me motivaban para estudiar cada instante. Los voy a extrañar demasiado y los amo con todo mi corazón. ANGIE JANETH GARCIA GOMEZ Dedico este proyecto a mis padres Albeiro Osorio y Helena Vargas, quienes con su esfuerzo me han apoyado y respaldado para que hoy día culmine esta etapa de formación como persona responsable a la sociedad. A mi familia y amigos que siempre han estado ahí asesorándome y dándome su apoyo para sacar de igual manera un proyecto que sea aplicable y que contribuya a nuestro país. JORGE ALBEIRO OSORIO VARGAS A mi padre y madre, que me apoyan en todos mis proyectos y quienes a pesar de la distancia siempre me dieron la confianza que yo necesitaba para continuar, ahora les presento el fruto de nuestro esfuerzo conjunto, les dedico éste trabajo. Agradezco a mi hermana, a mis tías y tíos porque sin su ayuda en éste momento no estaría a punto de culminar mi primera meta, es muy satisfactorio para mí poder saber que personas como ustedes hacen parte de mi vida. DIEGO ANDRÉS SECHAGUA QUEVEDO

AGRADECIMIENTOS

Agradecemos a nuestros Padres quienes con su apoyo nos motivaron a cumplir nuestra meta de sacar adelante este proyecto. Agradecemos a nuestros familiares y amigos quienes de alguna manera vivieron y compartieron sus conocimientos. Agradecemos a nuestros compañeros con quienes compartimos grandiosos momentos, inolvidables experiencias e incontables alegrías que nos han ayudado a madurar como personas. Agradecemos a nuestros tutores porque ellos nos ayudaron en la realización de este proceso de aprendizaje y formación para ser hoy en día técnicos en Producción de Pozos de Petróleo Y Facilidades de Superficie.

CONTENIDO

INTRODUCCION .............................................................................................. 11 1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ........................................................ 13 2. JUSTIFICACION ........................................................................................ 14 3. ALCANCES Y LIMITACIONES .................................................................. 15 4. OBJETIVOS ............................................................................................... 16 4.1. OBJETIVO GENERAL ............................................................................ 16 4.2. OBJETIVOS ESPECIFICOS .................................................................. 16 5. CRUDO PESADO ...................................................................................... 17 5.1. Crudos Pesados Con Viscosidad Elevada Y Método De Su Preparación17 5.2. Método Para Convertir Un Crudo De Petróleo Pesado Producido Vía Sondeo De Un Yacimiento Subterráneo En Una Corriente De Producto De Destilado Usando Un Procedimiento De Desasfaltado Con Disolvente ........ 18 5.3. Métodos Y Equipos Para Procesar Suministros De Hidrocarburos Pesados ...................................................................................................................... 19 5.4. Método Para Reducir La Viscosidad De Petróleos Crudos Pesados...... 19 6. TRATAMIENTO DE CRUDO PESADO ...................................................... 21 6.1. Ventajas De La Deshidratación En El Campo ........................................ 21 6.2. Etapas Incluidas En El Tratamiento Del Crudo. ...................................... 21 6.3. Formación De Emulsiones ...................................................................... 21 6.4. Características De Las Emulsiones ........................................................ 23 6.5. Factores Que Afectan La Emulsión. ....................................................... 23 6.6. Deshidratación de Crudo ........................................................................ 24 6.7. Principio De La Deshidratación. ............................................................. 24 6.8. Agua Libre .............................................................................................. 25 6.9. Eliminación De Agua Libre. .................................................................... 25 6.10. Eliminadores De Agua Libre ................................................................. 25 6.11. Tratamiento De Emulsiones. ................................................................ 25 6.12. Estabilidad de las emulsiones .............................................................. 26 7

6.13. Agente Químico .................................................................................... 26 6.14. Cantidad y tipo de desemulsificante ..................................................... 26 6.15. Pruebas “de botella” (método de ensaye y error) ................................. 26 6.16. Seleccionar dosificación. ...................................................................... 27 6.17. Agentes Emulsificantes. ....................................................................... 27 6.18. Destrucción del agente emulsificante ................................................... 27 6.19. Viscosidad ............................................................................................ 28 6.20. Gravedad especifica ............................................................................. 28 6.21. Porcentaje de agua............................................................................... 28 6.22. Edad de la emulsión ............................................................................. 29 6.23 Calor ...................................................................................................... 29 6.24. Desventajas .......................................................................................... 29 6.25. Efectos Electrostáticos ......................................................................... 29 6.26. Equipo Para Tratamiento De Emulsión ................................................. 31 6.27. Principios Básicos Del Tratamiento ...................................................... 32 7. EQUIPOS DE TRATAMIENTO .................................................................. 33 7.1. CALENTADORES .................................................................................. 33 7.1.1. Dispositivos De Calentamiento De Fuego Directo ............................ 33 7.1.2. Dispositivo De Calentamiento De Fuego Indirecto ........................... 35 7.2. SISTEMA DE TRATAMIENTO FREE WATER KNOCKOUT – FWKO ... 36 7.2.1Separación gravitatoria:...................................................................... 38 7.2.2. Características del agua de formación: ............................................ 38 7.2.3. Características del petróleo crudo: ................................................... 39 7.2.4. Características del condensado: ...................................................... 39 7.2.5. Características del Gas: ................................................................... 39 7.2.6. Forma física de los hidrocarburos en agua ...................................... 39 72.7. Características del agua de inyección ............................................... 41 7.2.8. Condiciones de diseño hidrodinámico de un FWKO ........................ 42 7.2.9. Características constructivas del FWKO .......................................... 44 7.2.10. Accesorios complementarios: ......................................................... 46 7.2.11. Especificaciones técnicas particulares del armado: ....................... 48 8

7.2.12. Protección anticorrosiva interior: .................................................... 49 7.2.13. Protección anticorrosiva exterior: ................................................... 50 7.2.14. Chapa de identificación .................................................................. 50 7.2.15. Control de calidad........................................................................... 50 7.2.16. Montaje - Conexionado - Instalación: ............................................. 51 7.2.17. Puesta en marcha: ......................................................................... 52 7.3. EL TANQUE CORTADOR (GUN BARREL) ........................................... 52 7.3.1. Principios De Funcionamiento ......................................................... 54 7.3.2. Agentes emulsificantes:.................................................................... 54 7.3.3. Sistemas térmicos: ........................................................................... 54 7.3.4. Diseño del GunBarrel ....................................................................... 56 7.4. LOS TANQUES LAVADORES (WASH TANKS) .................................... 58 7.5. LOS TRATADORES ELECTRICOS (ELECTRICAL DEHYDRATORS) . 58 7.5.1. Componentes Externos .................................................................... 60 7.5.2. Secciones Internas ........................................................................... 62 8. CONCLUSION ........................................................................................... 65 9. CYBERGRAFIA .......................................................................................... 66 10.

BIBLIOGRAFIA ....................................................................................... 66

LISTA DE FIGURAS

Figura 1. Partícula en suspensión..................................................................... 29 Figura 2. Partícula en campo eléctrico. ............................................................. 30 Figura 3. Diferencia de potencial ...................................................................... 30 Figura 4. Coalescencia. .................................................................................... 30 Figura 5. Horno de calentamiento ..................................................................... 33 Figura 6. Diagrama de flujo de horno simulado. ............................................... 34 Figura 7. Calentadores con tubos concéntricos o enchaquetados.................... 34 Figura 8. Calentadores volumétricos con cámara de combustión interna ......... 35 Figura 9. Calentamiento de fuego indirecto ...................................................... 35 Figura 10. Free Water Knockout ....................................................................... 36 FIGURA 11. Vista stand pipe entrada de fluido y armado parcial de placas en el interior del FWKO ............................................................................................. 45 Figura 12. Gun barrel ........................................................................................ 52 Figura 13. Tratador electrostático horizontal. .................................................... 60

INTRODUCCION

Los requerimientos mundiales de energía se encuentran en un aumento constante, como consecuencia del continuo desarrollo e industrialización de más países que cada día consumen energía de muchas maneras. El hecho de que en los últimos años no se hayan realizado hallazgos significativos de petróleo que permitan satisfacer estas necesidades, ha generado una enorme preocupación en el sector energético mundial. La industria petrolera propende actualmente por el hallazgo de nuevas reservas y por la búsqueda de métodos de recobro mejorado que permitan extraer los hidrocarburos que aún existen en los campos maduros del mundo. En Colombia, por ejemplo, esos hallazgos significativos no han ocurrido, y ya que las reservas actuales comienzan a escasear, se ha planteado la necesidad de explotar los yacimientos de crudo pesado, los cuales representan una gran cantidad de reservas que han sido ignoradas durante muchos años, debido a que su contenido de hidrocarburos livianos, la facilidad para su explotación y la sencillez de su transporte son mucho menores que las del crudo liviano. Según cifras presentadas en la revista Carta Petrolera (Octubre - Noviembre de 2004), hasta la fecha, se estima que en Colombia se han encontrado entre 7.000 y 8.000 millones de barriles de Petróleo Original In-Situ de crudos pesados. De este potencial, entre el 70% y 75% (5000 a 6000 millones de barriles) se concentra en tres campos de la cuenca de los Llanos Orientales: Castilla y Chichimene, operados directamente por Ecopetrol; y campo Rubiales, en el contrato de asociación con la compañía Meta Petroleum. En el caso de Castilla y Chichimene, que se encuentran a más de cuatro mil pies de profundidad, se hace necesaria la implementación de nuevas tecnologías que permitan extraer dichos hidrocarburos, con lo cual pueden llegar a solucionarse los requerimientos energéticos de nuestro país en el mediano plazo. Actualmente más del 70% de la producción mundial de crudos se obtiene en forma de emulsión. La presencia de agua en el crudo ocasiona serios inconvenientes técnicos y económicos, pero afortunadamente se dispone de los medios adecuados para contrarrestarlos. La selección del equipo de producción adecuado es esencial dentro del tratamiento del crudo previendo una mejor calidad del mismo y facilitando su posterior procesamiento en las plantas de refinación.

El tratamiento es una de las ĂĄreas de mayor importancia dentro de las facilidades de superficie proporcionando la deshidrataciĂłn y el procesamiento de emulsiones, problema comĂşn y siempre presente dentro de cualquier campo petrolero.

1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

En la actualidad no existe facilidad para que los estudiantes e integrantes de “COINSPETROL” puedan tener acceso inmediato a la información correspondiente al tratamiento de crudo pesado, pues no es una información que se maneje masivamente en internet u otros medios de consulta. Esta información es fundamental para el desarrollo de asignaturas como Producción de pozos de petróleo y facilidades de superficie, razón por la cual se hace necesario realizar este manual para la consulta de la comunidad educativa de “COINSPETROL”.

2. JUSTIFICACION

Hoy en día en la industria petrolera uno de los retos principales es el tratamiento de crudo pesado, razón por la cual los aspirantes a técnicos laborales egresados de “COINSPETROL” deben conocer los mecanismos utilizados para este fin. Actualmente en la biblioteca de “COINSPETROL” no existen muchos documentos de consulta para que los alumnos e interesados en el tema puedan acceder a la información de tratamiento de crudo pesado, razón por la cual decidimos realizar este manual. Este manual tiene como finalidad ser práctico para los técnicos que van a trabajar en la industria y que se constituya como un documento de consulta para los estudiantes e interesados en el tema.

3. ALCANCES Y LIMITACIONES

El presente proyecto desarrollará un manual orientado a ser una herramienta de consulta, mediante el cual se estructura información sobre tratamiento de crudo pesado y puntos primordiales para el proceso adecuado. Quienes se verán beneficiados con el presente manual serán los estudiantes, técnicos e ingenieros que lleguen a desempeñarse en estaciones de tratamiento de petróleo y necesiten un apoyo que les brinde mayor seguridad al momento de realizar las respectivas actividades.

4. OBJETIVOS

4.1. OBJETIVO GENERAL Elaborar un manual para fácil acceso del público que tiene por objeto analizar los diferentes parámetros operacionales y las condiciones de diseño que deben ser tenidas en cuenta para el Tratamiento de Crudo Pesado.

4.2. OBJETIVOS ESPECIFICOS 

Identificar los parámetros necesarios para el tratamiento de crudo pesado.



Distinguir el proceso de tratamiento del crudo pesado.



Saber cuales son los equipos necesarios para llevar a cabo el proceso de tratamiento del crudo pesado.

5. CRUDO PESADO

El crudo pesado o crudo extra pesado es cualquier tipo de petróleo crudo que no fluye con facilidad. Se le denomina "pesado" debido a que su densidad o peso específico es superior a la del Petróleo ligero. El crudo pesado se ha definido como cualquier licuado de petróleo con un índice API inferior a 20 °, lo que significa que su densidad es superior a 0.933. Este resultado del petróleo crudo pesado es una degradación por estar expuesto a las bacterias, el agua o el aire, como consecuencia, la pérdida de sus fracciones más ligeras, dejando atrás sus fracciones más pesadas. La producción, transportación y refinación del crudo pesado presenta problemas especiales en comparación a la del crudo ligero. La mayor reserva de petróleo pesado en el mundo se encuentra al norte del río Orinoco en Venezuela. Las propiedades físicas que distinguen a los crudos pesados de los ligeros incluyen una mayor viscosidad y densidad, así como la composición de peso molecular. Este tipo de crudo, si bien fluye en las condiciones naturales del yacimiento, en la superficie, a la temperatura ambiental y a la presión atmosférica, se vuelve pastoso como un bitumen. De allí que el crudo extra pesado tiene un problema de transporte, para lo cual, tradicionalmente, se han aplicado dos soluciones. Primero, se puede calentar para mantenerlo en estado líquido para su transporte, sea por oleoducto o por barco. En los años ochenta, se comenzó por parte de Pdvsa y el Intevep ¬el instituto que se dedica a la investigación petrolera¬ el desarrollo de tecnologías para mejorar el transporte hasta que se llega a mezclarle un diluyente. La producción, transportación y refinación del crudo pesado presenta problemas especiales en comparación a la del crudo ligero. La mayor reserva de petróleo pesado en el mundo se encuentra al norte del río Orinoco en Venezuela, la misma cantidad que la reservas convencionales de petróleo de Arabia Saudita, pero se sabe que 30 o más países tienen reservas del mismo tipo. El Crudo pesado está estrechamente relacionado con las arenas petrolíferas, la principal diferencia es que las arenas petrolíferas en general, no fluyen en absoluto. 5.1. Crudos Pesados Con Viscosidad Elevada Y Método De Su Preparación 1. Un método de preparación de Crudos Pesados para darles mayor viscosidad, por medio de un tratamiento químico y hacerlos aptos para usarlos como 17

cementos asfálticos en las tecnologías en frío y en caliente para la producción de pavimentos de todo orden. 2. El método, de acuerdo con el punto 1, utiliza como reactantes el ácido sulfúrico y cal hidratada. 3. El método, de acuerdo con el punto 2, utiliza el ácido sulfúrico en el rango 2.5 15% w/w por peso de crudo. 4. El método, de acuerdo con el punto 2, utiliza el ácido sulfúrico en concentración entre 60 y 80% w/w, preferiblemente 70% w/w. 5. El método, de acuerdo con el punto 2, utiliza la cal hidratada en el rango 520% w/w por peso del crudo. 6. El método, de acuerdo con el punto 2, recomienda adicionar el ácido sulfúrico a un crudo a temperaturas entre 100-150°C, preferiblemente 130 -140°C. 7. El método, de acuerdo con el punto 6, recomienda dosificar el ácido sulfúrico al crudo durante 3-5min. y prolongar agitación entre 5min. y 5 horas a una velocidad entre 60-100 rpm, pero preferiblemente cercana a 60 rpm. 8. El método, de acuerdo con el punto 5, recomienda dosificar la cal hidratada a la mezcla del crudo con ácido sulfúrico y prolongar agitación durante 5-10 min. más, a una velocidad de 60 rpm, para las mezclas en caliente. 5.2. Método Para Convertir Un Crudo De Petróleo Pesado Producido Vía Sondeo De Un Yacimiento Subterráneo En Una Corriente De Producto De Destilado Usando Un Procedimiento De Desasfaltado Con Disolvente La invención se refiere a un método para producir un crudo de petróleo pesado de un yacimiento subterráneo penetrado por un sondeo y convertir el crudo de petróleo pesado en una corriente hidrocarbonada de destilado producto y al menos una de calor, vapor de agua, electricidad y un gas síntesis, comprendiendo el método: a) producir el crudo de petróleo pesado del yacimiento subterráneo vía un sondeo dispuesto para extenderse a partir de una superficie en el yacimiento subterráneo. b) destilar el crudo de petróleo pesado en una zona de destilación del crudo de petróleo para producir una corriente hidrocarbonada de destilado que tiene un intervalo de ebullición a presión atmosférica por debajo de aproximadamente 410°C y una corriente hidrocarbonada más pesada que tiene un 18

intervalo de ebullición a presión atmosférica por encima de aproximadamente 377°C. c) separar una corriente de aceite desasfaltado de la corriente hidrocarbonada más pesada en una zona de desasfaltado para producir una corriente de aceite desasfaltado y una corriente asfáltica residual. d) hacer pasar la corriente asfáltica residual a una zona de combustión en lecho fluidizado para al menos su combustión parcial para producir al menos una de calor, vapor de agua, electricidad y un gas de síntesis. 5.3. Métodos Y Equipos Para Procesar Suministros De Hidrocarburos Pesados Un equipo para procesar un suministro de hidrocarburo pesado que comprende: a) un calentador para calentar el suministro de hidrocarburo pesado. b) una torre de fraccionamiento atmosférico para fraccionar el suministro de hidrocarburo pesado calentado hacia la entrada de la torre de fraccionamiento atmosférico lo que produce fracciones atmosféricas livianas y residuos atmosféricos. c) otro calentador para calentar los residuos atmosféricos y producir residuos atmosféricos calentados. d) una torre de fraccionamiento atmosférico para fraccionar los residuos atmosféricos calentados y producir fracciones por vacío livianas y residuos por vacío. e) una unidad de desasfaltado (SDA) para producir crudo desasfaltado (DAO) y asfaltenos a partir del residuo por vacío. f) una unidad de cracking térmica para producir térmicamente el cracking del crudo desasfaltado y producir un producto de cracking térmico que se recicla hacia la entrada de la torre de fraccionamiento atmosférico. g) otra unidad de cracking para producir térmicamente el cracking de las fracciones por vacío livianas para producir otro producto de cracking térmico que se recicla hacia la entrada de la torre de fraccionamiento atmosférico. 5.4. Método Para Reducir La Viscosidad De Petróleos Crudos Pesados Nuevos complejos amina-quelato caracterizados porque se forman por calentamiento conjunto de por lo menos una amina orgánica con por lo menos un agente quelante, en donde la amina orgánica se selecciona del grupo conformado 19

por: monoaminas primarias alifáticas (C1-C40); polialquilaminas; monoaminas terciarias, aminas secundarias alifáticas saturadas ó sustancialmente saturadas (C1-C40); y poliaminas seleccionadas entre alcanos de cadena recta ó ramificada que contienen dos o más grupos amino, por lo menos uno de los cuales es un grupo amino primario, y en donde el agente quelante se selecciona del grupo conformado por ácidos carboxílicos, ácidos aminocarboxílicos; ácidos fosfónicos; polifosfatos; 1,3 dicetonas; fenoles; aminofenoles; oximas; compuestos que contienen azufre; compuestos macrocíclicos; ácidos policarboxílicos; oligómeros del ácido acrílico con terminales insaturadas; otros compuestos poliméricos; y las sales de los anteriores, según sea apropiado. Un método para la extracción de petróleo crudo pesado de una formación petrolífera que tiene por lo menos un orificio de pozo que penetra dicha formación y en comunicación fluida con ésta, método que comprende los pasos de: a) inyección dentro del pozo y formación de una cantidad de un complejo amina-quelato reductor de la viscosidad. b) permitir que el complejo amina-quelato se disperse dentro de la formación. c) extracción del petróleo con viscosidad reducida. 5.5. Catalizador Para El Hidrocraqueo De Crudos Pesados Y Método Para El Hidrocraqueo De Crudos Pesados. Un catalizador para el hidrocraqueo de crudos pesados comprende hierro y carbono activo que tiene un volumen de conversión del MCH desde 40% hasta 80%, un área superficial específica desde 600 m2/g hasta 1000 m2/g, un volumen de poros desde 0,5 cm3/g hasta 1,4 cm3/g hasta 1,4 cm3/g, un volumen de mesoporo de 2 hasta 50 nanómetros de no menos de 60% y un diámetro promedio de poros desde 3 hasta 6 nanómetros, en donde el hierro se trasnsporta sobre el carbono activo en una cantidad desde 1% en peso hasta 20% en peso del carbono activo; el proceso de hidrocraqueo que utiliza el catalizador incluye el primer paso de realizar el hidrocraqueo a una temperatura dentro de la zona límite desde 360ºC hasta 450ºC a una presión parcial del hidrógeno desde 2 MPaG hasta 14 MPaG y el segundo paso de realizar el hidrocraqueo a una temperatura dentro de la zona límite desde 400ºC hasta 480ºC a una presión parcial de hidrógeno desde 2 MPaG hasta 18 MPaG, que puede suprimir la generación de coque y lograr de manera altamente eficiente la remoción de los metales pesados tales como Ni y V, el asfalteno, el carbono residual, el azufre y el nitrógeno de los crudos pesados.

6. TRATAMIENTO DE CRUDO PESADO

En general se aplica a la deshidratación y desalado del aceite, para satisfacer requerimientos de entrega a refinería o explotación. Para aceite enviado a refinerías: Contenido de sal <30 - 50 (lb/1000bl) Contenido de agua < 1 (%) Para aceite de exportación: Contenido de sal <10 (lb/1000bl) Contenido de agua < 0.1 (%) 6.1. Ventajas De La Deshidratación En El Campo • • • • •

Se disminuye los costos por concepto de transporte. Se incrementa la capacidad de manejo de crudo. Se evita daños por corrosión en las tuberías Se evitan emulsiones “Fuertes” por tiempo de contacto agua- aceite en flujos turbulentos disminuyendo los costos de tratamiento. El agua separada se aprovecha (en ocasiones) para procesos de recuperación secundaría.

6.2. Etapas Incluidas En El Tratamiento Del Crudo. 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7.

separación del gas liberado. eliminación de agua. adición de reactivos químicos (desemulsificantes) adición de calor eliminación del gas liberado durante la separación del agua y el aceite. tiempo de asentamiento. Esquema de la instalación de tratamiento de aceite crudo.

6.3. Formación De Emulsiones Para la formación de emulsiones se necesita: • •

Dos líquidos inmiscibles mutuamente (aceite, agua). Un agente que estabilice la emulsión (asfalteno, parafinas). 21

•

Agitación suficiente para dispersar la fase no-continua en la continua.

Fase continua: aceite; emulsión directa. Fase no-continua: agua. Una emulsión es una combinación de dos líquidos inmiscibles, por ejemplo agua y aceite. Uno de los líquidos está disperso en forma de gotas en el otro líquido. El líquido disperso se llama fase discontinua o fase interna. El líquido que contiene la fase dispersa se llama fase continua o fase externa. Ejemplo:

Emulsión de agua en aceite: Fase discontinua o interna: Agua Fase continua o externa: Aceite Emulsión de aceite en agua: Fase discontinua o interna: Aceite Fase continua o externa: Agua

Una emulsión estable es aquella que no puede romperse sin algún tratamiento. Tres condiciones son necesarias para la formación de una emulsión estable: 1. Los líquidos deben ser inmiscibles. 2. Debe haber suficiente agitación para dispersar un líquido como gotas en el otro. 3. Debe haber un agente emulsificante presente. De esta forma, para formar una emulsión estable de crudo y agua, un agente emulsificante debe estar presente. Los agentes emulsificantes comúnmente encontrados en las emulsiones de petróleo incluyen asfaltos, sustancias resinosas, ácidos orgánicos solubles en aceite y otros materiales finamente divididos que son más solubles o dispersables en el aceite que en el agua. Algunos sólidos finamente divididos son el hierro, zinc y los sulfatos de aluminio, el carbonato de calcio, la sílice, y sulfuro de hierro. Cada uno de estos emulsificadores usualmente actúa como una película en las superficies de las gotas dispersas. Una emulsión de agua y aceite puede presentar a cualquiera de los dos como la fase dispersa dependiendo de las características del agente emulsificante, pero en la mayoría de los casos es el agua la que está dispersa como gotas en el crudo. 22

También una emulsión puede ser fuerte (difícil de romper) o débil (fácil de romper). Si una emulsión es débil o fuerte depende de varios factores, los cuales incluyen las propiedades del aceite y agua, el porcentaje de cada uno en la emulsión, y del tipo y cantidad de emulsificador presente. Ocasionalmente emulsiones producidas por algunos campos son de tipo inverso, en las cuales el aceite es la fase interna y esta disperso como gotas en el agua. A veces, pero muy raramente, el aceite en una emulsión dual en la cual la fase dispersa son gotas de emulsión de aceite en agua y la fase externa es aceite. En una emulsión de agua en aceite hay dos fuerzas en oposición directa. Una es la película del agente emulsificante que envuelve las gotas de agua, la cual trata de evitar que estas se junten conformando una gota de mayor tamaño. La otra fuerza es la tendencia opuesta de las gotas a coalescer. Las gotas más grandes ceden a la fuerza de gravedad y se depositan. Además para romper una emulsión de petróleo las propiedades del agente emulsificante deben ser neutralizadas o destruidas de manera que las gotas de agua puedan unirse. Muchos procedimientos para la neutralización del agente emulsificante han sido desarrollados. La ruptura de una emulsión depende de dos procesos. Sedimentación y coalescencia. Las gotas de la fase dispersa tienden a flotar o decantar dependiendo de si es menos o más pesado que la fase continua. 6.4. Características De Las Emulsiones • •

• • •

Apariencia: café pajizo Viscosidad: μo=1 (cp) μw=10(cp) Μe=80 (cp) Tamaño de gotas de agua dispersas en el aceite: aprox. Dp= 10 (micras) Puede ser dura o estable: tiene muchas partículas finas dispersas. Suaves o inestables: tienen gotas más grandes y pueden separarse por diferencia de densidades.

6.5. Factores Que Afectan La Emulsión. • • • •

Grado de agitación: a mayor agitación mayor estabilidad. Viscosidad del aceite: a mayor μo mayor estabilidad Tiempo ph de la fase acuosa: si ph <10 se presenta emulsiones agua-aceite (tiende a ser más estable); si ph >10 se presenta emulsiones aceite- agua. 23

6.6. DeshidrataciĂłn de Crudo La deshidrataciĂłn de crudos es el proceso mediante el cual se separa el agua asociada con el crudo, ya sea en forma emulsionada o libre, hasta lograr reducir su contenido a un porcentaje previamente especificado. Generalmente, este porcentaje es igual o inferior al 1 % de agua. 6.7. Principio De La DeshidrataciĂłn. La rapidez con que flotan o se decantan las gotas depende de varios factores y se puede calcular aproximadamente con la ecuaciĂłn de stokes: đ?&#x2018;&#x2030;=đ??ž

đ?&#x2018;&#x201D;đ?&#x2018;&#x2018;đ?&#x2018;?2 (đ?&#x2018;?đ?&#x2018;¤ â&#x2C6;&#x2019; đ?&#x2018;?đ?&#x2018;&#x153;) đ?&#x153;&#x2021;đ?&#x2018;&#x153;

V= Velocidad de asentamiento de la gota dp= diĂĄmetro de la partĂcula del agua (10 micras) Ď w= densidad del agua Ď o= densidad del aceite Îźo= viscosidad del aceite g= aceleraciĂłn de la gravedad. K= cte de unidad. Para incrementar la velocidad de asentamiento: ď&#x201A;ˇ ď&#x201A;ˇ ď&#x201A;ˇ

Incrementar (pw-po) elevando la temperatura para romper la emulsiĂłn, tambiĂŠn puede utilizarse un disolvente que haga menos denso al aceite Agregar sal para pw que sea alta. Aplicando calor para que oÎź disminuya.

El factor que mĂĄs influye en la deshidrataciĂłn es el dp â&#x2021;&#x2019; si dp aumenta una vez entonces V aumenta 5 veces, dp puede aumentarse por mĂŠtodos electroestĂĄticos. VELOCIDAD DE SEPARACIĂ&#x201C;N DE GOTAS ď &#x201E;d

ď (Cp)

0.040

121

0.037

149

0.032

7.2

3.1V

Temp. (Â°C)

velocidad relativa

Para temperatura = 93°C

d = 0.040

Diámetro

 = 28 Cp

velocidad relativa

D 2D 3D

V 4V 9V

6.8. Agua Libre Generalmente, el agua producida con el crudo existe parcialmente como agua libre y parcialmente como agua en emulsión. En algunos casos, cuando la relación agua-hidrocarburo es muy alta, la emulsión hidrocarburo en agua es más rara que la emulsión agua en hidrocarburo. El agua libre producida con el crudo es definida como el agua que podrá separase del crudo por gravedad. Para separar el agua emulsificada existen tratamientos como, tratamientos térmicos, tratamientos químicos, tratamientos electrostáticos, o una combinación de todos estos podría ser necesario sumado a la separación producida por la gravedad. Es una gran ventaja separar el agua libre del crudo y así minimizar los costos por tratamientos de emulsiones. 6.9. Eliminación De Agua Libre. Se produce: aceite, agua libre y emulsión. Ventajas de separar agua libre en el tratamiento de emulsiones:   

Se evita sobrecarga en tuberías y equipos de tratamiento Se disminuye efectos de corrosión Se ahorra energía.

6.10. Eliminadores De Agua Libre Solo interviene el tiempo de residencia para eliminar el agua libre 6.11. Tratamiento De Emulsiones.   

Tiempo (es el más importante) Calor (con combustible) Agente químico (desemulsificante) 25



Efectos mecánicos y eléctricos.

El tratamiento “ideal” implica aquel con menores costos de operación (desemulsificante + combustible) y menor inversión para adquisición del equipo. 6.12. Estabilidad de las emulsiones La estabilidad de las emulsiones, o su resistencia a ser destruidas depende de varios factores, que son:     

Agente emulsificante Viscosidad Gravedad especifica Porcentaje de agua Edad de la emulsión

6.13. Agente Químico Acción: romper y desplazar la película que rodea a la partícula de agua. Puede aplicarse:    

Fondos del pozo Cabezal Batería de separación Planta de deshidratación y desalado

En todos los casos la solubilidad del agente químico debe considerarse. Inyección del fondo del pozo.- previene la formación de la emulsión disminuye la μo y ∴ ΔP en T.P. (después de que el fluido producido atraviesa los disparos) fricción

6.14. Cantidad y tipo de desemulsificante • • • •

Tipo: se determina empíricamente. Dosificación: por prueba de laboratorio. T a la cual debe calentarse la emulsión. Tiempo de asentamiento.

6.15. Pruebas “de botella” (método de ensaye y error)   

Se determina el punto donde se va a aplicar la inyección del desemulsificante. Obtener muestra fresca representativa de la emulsión. Colocar porciones de la muestra en diferentes botellas graduadas. 26

     

Agregar diferentes reactivos en cantidades especificas y agitar para mezclar simulando turbulencia (aprox. 200 agitaciones) Observar durante varios minutos las muestras (un cambio de color indica acción del desemulsificante, posible asentamiento). Si no se observa agua libre, aplicar calor (con baño maría) y se determina la T necesaria. Extraer muestra de la parte media de la fase aceite, efectuar prueba centrifuga, se determina el grado de limpieza y selecciona agente químico. Definir dosificación. Se repite el procedimiento, pero ahora solo con el agente químico para así definir la dosificación ⇒ relación de tratamiento óptima.

6.16. Seleccionar dosificación.      

Mínima relación de tratamiento (menor costo). Máxima velocidad de separación agua Mayor grado de limpieza del aceite. Definición de color y brillantez en la capa de aceite. Mínima cantidad de aceite en el agua. Definición de la interfase.

6.17. Agentes Emulsificantes. Asfaltenos, resinas, cresoles, fenoles, ácido orgánicos, sales metálicas, sedimentos, arcillas, productos de corrosión, sólido, etc. Desemulsificantes (1-5 gal/1000bl emulsión) Son compuestos formulados con varios productos químicos como glicoles y resinas polioxialquilenicas. Son factores que contribuyen a romper la emulsión. Determina cuan estable es la emulsión. En efecto sin un agente emulsificante la formación de una emulsión estable seria imposible. Muchas sustancias causan la formación de una emulsión estable; asfalto, carbón, varios tipos de sales, ácidos orgánicos, arcillas y partículas sólidas finamente divididas, son unos pocos de los muchos agentes emulsificantes que existen en las emulsiones de campo. 6.18. Destrucción del agente emulsificante Muchos procedimientos para la neutralización y destrucción del agente emulsificante han sido desarrollados, los más comunes son: 27



Aplicación de químicos: Donde se parte de 2 teorías principales. La primera sugiere que se debe adicionar un agente emulsificante que trate de invertir la emulsión, es decir, si tenemos una emulsión de agua en crudo, adicionar un agente emulsificante que trate de convertirla en una emulsión de crudo en agua para neutralizarlo.

La otra teoría parte de adicionar un químico que haga rígida la película del agente de manera que al adicionar calor, la gota al expandirse la rompa fácilmente.  Aplicación de calor: Mediante la adición de calor lo que se busca es, partiendo de la teoría del movimiento Browniano, que las partículas aumenten su velocidad y por consiguiente el choque entre ellas, hasta llegar a un punto en el que estos choques sean capaces de romper la película envolvente del emulsificador y hacer mas fácil la coalescencia.  Aplicación de la corriente eléctrica:Como todos sabemos la película del agente emulsificante esta compuesta de moléculas polares igual que una barra magnética. Mediante la aplicación de un campo eléctrico estas moléculas se tratan de ordenar y agrupar de acuerdo a las cargas rompiéndose de esta forma la película del agente y favoreciendo la coalescencia. 6.19. Viscosidad Viscosidad de un líquido se define como la resistencia a fluir. Entre mas alta sea la viscosidad mas grande va a ser la resistencia de un líquido a fluir. Una gota de agua se mueve más rápidamente en un líquido de baja viscosidad que en uno de alta viscosidad, de esta forma influye la viscosidad en la estabilidad de una emulsión. 6.20. Gravedad especifica La gravedad específica es la densidad de una sustancia comparada con la densidad del agua a la misma temperatura. Si tenemos una emulsión de agua en aceite, en un crudo pesado (alta gravedad API), las gotas tienden a mantenerse más en suspensión que en un crudo liviano (baja gravedad API), dificultando su decantación. Por otro lado, tenemos que aguas ligeras decantan mas rápidamente que aguas saladas, de lo cual concluimos que seria preferible tener en emulsiones aguas ligeras (frescas). 6.21. Porcentaje de agua Entre mas porcentaje de agua tenga la emulsión mas agitación es necesaria para emulsificar completamente el agua. También se tiene que para una emulsión con un alto porcentaje de agua hay un gran número de gotas por unidad de volumen lo que facilita la coalescencia de las mismas. En general el porcentaje de agua es inversamente proporcional a la estabilidad de la emulsión. 28

6.22. Edad de la emulsión Las emulsiones en aceite se estabilizan más a medida que pasa el tiempo. Se recomienda por lo tanto tratarlas lo más pronto posible para destruirlas más fácilmente. 6.23 Calor • • • • •

Reduce la viscosidad del aceite. Expande la gota de agua, rompiendo o reduciendo la resistencia de la película que lo rodea. Aumenta el movimiento de las moléculas. Promueve la diferencia de densidad entre partículas de agua y aceite. Adicionalmente, disuelve los pequeñas cristales de parafinas y asfaltenos disminuyendo su efecto como potenciales emulsificantes.

6.24. Desventajas • • • • • •

Se evapora y pierde ligeros. El equipo es caro y también el tratamiento. Si T ↑ entonces velocidad de corrosión ↑ (por ejemplo: en tratadores de calor de flujo directo). Aumenta la tendencia a depositación de incrustaciones. A veces se requiere personal especializado. Pueden ser peligrosos si se operan inadecuadamente o mantenimiento deficiente.

6.25. Efectos Electrostáticos Una partícula de líquido en suspensión en otro, se supone esférica siempre que no actúe sobre ella fuerzas externas.

+ -

Figura 1. Partícula en suspensión.

Si se aplica un campo de alto voltaje, la partícula se deforma y toma forma elíptica. 29

Figura 2. Partícula en campo eléctrico.

Figura 3. Diferencia de potencial

Se crea un dipolo. Las cargas positivas se desplazan hacia el electrodo negativo del campo externo y viceversa. Cuando se tiene dos partículas adyacentes, se presenta una fuerza de atracción mutua que debe ser magnitud suficiente para que al chocar se rompan las películas permitiendo la coalescencia.

Figura 4. Coalescencia.

đ??š=

đ??žđ??¸ 2 đ?&#x2018;&#x2018;6 đ?&#x2018;&#x2020;4

F= fuerzas de atracciĂłn entre las gotas. K= cte, dielĂŠctrica. E= gradiente elĂŠctrico (diferente voltaje) D= diĂĄmetro de la partĂcula. S= distancia entre las partĂculas (centro a centro.) Para aumentar la fuerza de atracciĂłn entre las partĂculas adyacentes, se requiere: â&#x20AC;˘ â&#x20AC;˘ â&#x20AC;˘

Aumentar el voltaje aplicado (sujeto a control) Aumentar d Disminuir s

Si el voltaje sobrepasa el valor del voltaje crĂtico para la partĂcula, ĂŠsta puede desintegrarse. El voltaje crĂtico se puede expresar por:

đ??¸đ?&#x2018;? = đ??ž

đ?&#x153;&#x17D; đ?&#x2018;&#x2018;

Ď&#x192;=tensiĂłn superficial K= cte. DielĂŠctrica D= diĂĄmetro de la partĂcula. Se dispone de reguladores de voltaje para los diĂĄmetros de las partĂculas. 6.26. Equipo Para Tratamiento De EmulsiĂłn ď&#x201A;ˇ Calentadores (calor). ď&#x201A;ˇ Tratadores tĂŠrmicos (gravedad, calor) ď&#x201A;ˇ Tratadores termoquĂmicos (gravedad, calor reactivo quĂmico) ď&#x201A;ˇ Tratadores termoelectroquĂmicos (gravedad, calor, reactivos quĂmicos, elĂŠctrico) ď&#x201A;ˇ Tanques deshidratadores- gun barrel (gravedad) ď&#x201A;ˇ Deshidratadores electrostĂĄticos (gravedad, elĂŠctrico) ď&#x201A;ˇ Coalescedores mecĂĄnicos (gravedad, efectos mecĂĄnicos) 31

6.27. Principios Básicos Del Tratamiento El termino tratamiento se refiere a algún procedimiento diseñado para separar algún material extraño del crudo. Este material puede ser sal, arena, sedimentos, y otras impurezas en el crudo. El tratamiento puede incluir los siguientes procedimientos:     

Dejando el tiempo de asentamiento y drenando el agua separada. Aplicando calor. Aplicacion de electricidad. operando diversos dispositivos mecánicos, tales como un barril, tanques de lavado, fwko, etc. Adicionando diluentes para reducir la viscosidad.

7. EQUIPOS DE TRATAMIENTO

7.1. CALENTADORES Un HT (HEATER TREATER) combina una sección de calentamiento del crudo a tratar con otra de coalescencia en un mismo equipo. Suelen instalarse aguas debajo de separadores y FWKO, tienen tiempos de residencia de 3 a 5 minutos y son horizontales o verticales. En un HT, vertical por ejemplo, la emulsión ingresa por la parte superior y viaja en caída vertical por un tubo hasta el dispersor que se aloja debajo de la línea del tubo de fuego. La sección inferior obra de FWKO (de pequeño volumen), la emulsión asciende a través de la sección de coalescencia. Por la cabeza se elimina el gas liberado y se encuentra el rebalse de crudo tratado. En HsTs de diseño avanzado se incorpora una sección coalescedora para acelerar el proceso. Un coalescedor es un medio mecánico (mallas o placas) que provoca la asociación entre gotas y su crecimiento dentro de la fase continua. Un HT resume, en un solo equipo los efectos de químico, calor y decantación. Para ello reúne los siguientes elementos: una zona de separación gas - petróleo; una de separadores de agua libre (FWKO); un calentador; un tanque lavador; una sección filtrante; otra de estabilización y una tercera decantadora. 7.1.1. Dispositivos De Calentamiento De Fuego Directo 

Hornos de calentamiento

Figura 5. Horno de calentamiento

Un horno es un equipo de proceso en el que se lleva a cabo transferencia de calor del combustible a la carga que en este caso es el crudo que se desea precalentar antes de introducirlo en un siguiente proceso tal como destilación o craqueo [1-3]. 33

En el horno, el serpentín llamado también paso, es un circuito de flujo de tuberías a través del cual pasa el crudo, saliendo a la temperatura deseada en el otro extremo.

Figura 6. Diagrama de flujo de horno simulado.



Calentadores con tubos concéntricos o enchaquetados

Figura 7. Calentadores con tubos concéntricos o enchaquetados

La aplicación directa de calor provoca que ciertas áreas de tuberías estén más expuestas a corrosiones e incrustaciones. En periodos de flujo estático (detención del flujo de la emulsión) se recalienta, se presenta evaporación y taponamiento por sales. Se recomienda para emulsiones no corrosivas con bajo contenido de sólidos y gasto constante. 

Calentadores volumétricos con cámara de combustión interna

Figura 8. Calentadores volumétricos con cámara de combustión interna

7.1.2. Dispositivo De Calentamiento De Fuego Indirecto

Figura 9. Calentamiento de fuego indirecto

7.2. SISTEMA DE TRATAMIENTO FREE WATER KNOCKOUT – FWKO

Figura 10. Free Water Knockout

Los Free Water Knockout son separadores trifásicos que actúan mediante los principios de separación física, es decir, por la sola influencia de las fuerzas de gravedad debidas a la diferencia de densidades entre el hidrocarburo, el agua y el gas. La aplicación más importante tiene lugar sobre los hidrocarburos decantables en condiciones definidas de velocidad. Existe una gran dispersión entre los datos de repartición de tamaño entre los glóbulos a separar en el líquido, así como variaciones importantes en sus densidades, temperatura, composición de las materias en suspensión, etc. Además, puede ocurrir que no exista correspondencia alguna entre la fineza del corte granulométrico teórico de la separación y el contenido residual de hidrocarburos en el efluente de un separador. Por esto, las performance de los separadores por gravedad no pueden ser predeterminadas ni por supuesto garantizadas en ningún caso. No obstante, el método de experimentación y de cálculo según se ha establecido en las Normas API está destinado a permitir teóricamente la eliminación de glóbulos de hidrocarburos mayores a 150mm. El sistema de separación trifásico tipo Free Water Knockout, es un proceso cerrado de separación de agua para su posterior tratamiento a fin de su inyección en proyectos de Recuperación Secundaria, y separación del crudo y del gas para su posterior tratamiento. Las ventajas de este sistema correctamente diseñado en base a nuevos adelantos tecnológicos, son: 36



Ecológicas  Sistema cerrado de separación trifásica.  Eliminación de piletas API de H°A° generalmente abiertas.  Eliminación de tanque cortador generalmente con escape de gas.



Económicas Tecnología moderna.    



Niveles de proceso más estables. Disminución de stock improductivo. No necesita recinto de contención como los tanques. No necesita limpieza de barros, se eliminan automáticamente.

Eficiencia Optimización del rendimiento.          

Equipos cerrados y paquetizados. Sistema compacto. Transportable. Resistente. Diseño ASME Sec.VIII, recipiente sometido a presión. Simple manejo operativo. Menor espacio físico. Cumple la función de amortiguar variaciones de caudal. Trabaja como separador trifásico y como skimmer. La acción coalescente mejora la separación líquido-líquido. Totalmente automatizado. Los efluentes resultantes cumplen con las normativas. Puede complementar otro sistema de tratamiento.

Los resultados operativos han tenido los siguientes rendimientos: · Caudal procesado 7.000 m3/d agua + petróleo  Petróleo crudo de ingreso: 50% de agua + 22% de emulsión  Agua tratada de salida: dw=1.02 gr/cm3, 60 ppm Hc, Æ 70mn  Petróleo tratado de salida: SG=0.94, 15% de agua + 0% de emulsión  Temperatura de operación: 35°C  Presión de operación: 3 Kg/cm2 En los sistemas de tratamiento de corte convencionales, es decir mediante piletas API ó tanques cortadores debidamente equipados, los resultados operativos relacionados con la calidad de los efluentes son considerablemente inferiores a los logrados mediante sistemas con FWKO.

Teniendo en cuenta el costo de provisión, montaje e instalación de un tanque cortador de como mínimo 2.000 m3 de capacidad, el costo del recinto de contención, pileta API y el sistema contra incendio, necesarios para su seguridad operativa; el sistema de tratamiento Free Water Knockout representa un ahorro económico de no menos del 60% respecto a los sistemas tradicionales de tratamiento. Por lo tanto, el sistema de tratamiento, en su primera etapa de corte mediante la separación trifásica utilizando unidades Free Water Knockout, resulta la alternativa mas aceptable teniendo en cuenta los aspectos fundamentales en que hoy en día se sostiene la actividad petrolera, como son el impacto ecológico, la eficiencia operativa y el aspecto económico. 7.2.1Separación gravitatoria En el proceso de separación gravitatoria de hidrocarburos, existe una grandispersión entre los datos de repartición de tamaño entre los glóbulos oleosos a separar en el líquido acuoso, así como también variaciones operativas importantes, como sus densidades, temperatura, composición de las materias en suspensión, etc. Además, puede ocurrir que no exista correspondencia alguna entre la fineza del corte granulométrico teórico de la separación y el contenido residual de hidrocarburos en el efluente de un separador. En consecuencia, las performances de los separadores por gravedad no pueden ser predeterminadas ni por supuesto garantizadas en ningún caso. No obstante, el método de experimentación y de cálculo mas aconsejado para el diseño de un sistema de tratamiento FWKO, se ha establecido en las Normas API y está destinado a permitir teóricamente la eliminación de glóbulos de hidrocarburos mayores a 150mm. La inclusión de la acción coalescente mejora el rendimiento lográndose tamaños de 60-80mm. Los parámetros de utilidad para la definición de la factibilidad y el diseño del proceso de separación y coalescencia, están relacionados con las características del agua de formación, de los hidrocarburos, la forma física de los hidrocarburos en agua y la característica final del agua para inyección. 7.2.2. Características del agua de formación:   

Temperatura del agua producida, depende de la profundidad del yacimiento y el gradiente geotérmico. Varía entre 15-95°C Salinidad, corresponde al acuífero y puede variar de 1 a 250 gr/lt. pH puede variar de 5.5 a 8.5. Resulta mas bajo cuando el gas asociado es rico en CO2 y H2S. Se debe tener en cuenta que después de una desgasificación o estabilización, el pH de las aguas producidas se eleva por el desprendimiento del CO2 y H2S. 38



 

Sólidos en suspensión, de origen mineral que provienen del reservorio y son arrastrados con la producción (arcillas/arenas/precipitados/mezclas incompatibles en agua), u origen orgánico como las parafinas que puedan precipitar por enfriamientos, y naturalmente el crudo. Densidad depende de la salinidad y temperatura, varia de 1 a 1.15 gr/cm3 Viscosidad depende de la salinidad y temperatura varía de 1.2 a 0.3 cP.

7.2.3. Características del petróleo crudo:   

Densidad (°API), es un parámetro importante puesto que la diferencia de densidad entre el agua y el crudo determina la velocidad de separación de los glóbulos oleosos. Varía entre 15 a 50° API. Punto de solidificación de las parafinas (°C) Viscosidad en el rango de temperatura del tratamiento. Varía de 5 a 90 cP.

7.2.4. Características del condensado:  

°API varía entre 25 a 55° API Viscosidad varía entre 2 a 6 cP.

7.2.5. Características del Gas:  

Gravedad específica, varía de 0.55 a 0.9 (aire=1) Viscosidad, varía de 0.011 a 0.024 cP

7.2.6. Forma física de los hidrocarburos en agua En contacto con la fase acuosa los hidrocarburos se pueden presentar en tres formas: libre, en emulsión y/o disueltos. La definición correcta del tratamientode corte requiere la necesidad del conocimiento de la forma física de los hidrocarburos, a saber: 

Petróleo libre, está formado por una dispersión de glóbulos oleosos de tamaño superior a 150mm. Cuanto mayor sean estos glóbulos, mayor es también su velocidad de separación. La separación de estos glóbulos responde a la Ley de Stokes.



Emulsiones, los glóbulos oleosos se encuentran dispersos en la fase acuosa. Hay dos parámetros que definen una emulsión, son la repartición granulométrica (se mide con contador Cuolter – glóbulos < 50mm o con láser) y el potencial zeta (evalúa la densidad de la capa difusa de iones que rodean el glóbulo oleoso). Otra forma de evaluar la estabilidad de la emulsión es mediante el ensayo de desprendimiento estático Jar test, consiste en medir la concentración en 39

peso de hidrocarburos subnadantes a distintos intervalos de tiempo, el hidrocarburo desprendido entre 0 y 15 minutos corresponde al tipo petróleo libre. La pendiente de la curva así trazada es proporcional a la velocidad de separación, y por lo tanto al diámetro de partículas que ascienden en dicho período. Esto permite establecer la posibilidad de la emulsión a desaparecer, luego de un período determinado y en consecuencia, una especie de repartición ponderada del tamaño de la emulsión. Las emulsiones mas groseras (25-150mm) tienen sus glóbulos con poca o escasa carga eléctrica. En todo momento, estas partículas pueden entrar en contacto entre ellas, y coalescer en una partícula de diámetro más importante, cuya velocidad de separación crece rápidamente, en función del cuadrado de su diámetro. Las emulsiones más finas (0.5-25mm) se comportan en el agua como coloides. En la periferia de estas partículas, los compuestos disueltos forman una doble capa eléctrica de dipolos orientados.. Una parte de esta constituida de una nube difusa de iones negativos que crean una diferencia de potencial entre el líquido y ella misma (potencial zeta). Por esta razón estos glóbulos cargados negativamente tienen tendencia a la repulsión mutua, estabilizando la emulsión y requiriendo así un tratamiento fisicoquímico. 

Emulsiones mecánicas, corresponden a una dispersión de glóbulos oleosos con tamaños de 5 a 50mm. El ensayo de desprendimiento estático indica generalmente rendimientos de 80-90% o superiores en 24 horas. Este tipo de emulsión presenta una limitada estabilidad en el tiempo y, a menudo pueden ser rotas por procesos físicos o térmicos relativamente simples. Cuando no se dispone de un tiempo de residencia suficiente, este tipo de emulsiones pueden ser destruidas por flotación, coalescencia ó filtración (más eficaces con predosificación de un coagulante orgánico). La estabilidad aumenta cuanto mas fina sea la emulsión y mayor el peso molecular de los hidrocarburos presentes



Emulsiones con tendencia química, el tamaño de las partículas involucradas es de 5-20mm. El ensayo de desprendimiento estático da generalmente valores de entre 65-80% en 24 hs. Estas gotas en general no suben hacia la superficie del agua que las contiene. En su origen, son emulsiones mecánicas producto del corte de un film oleoso, pero en presencia de compuestos emulsionantes naturales y en alta temperatura; la alcalinidad de las aguas favorece sistemáticamente la formación de emulsiones químicas. Estas emulsiones son típicas de yacimientos de crudos pesados.



Emulsiones químicas, se conocen así cuando el tamaño de las partículas van de 1-5mm y el test de desprendimiento arroja valores inferiores al 65% en 24hs. También, se trata del producto de rotura de un film oleoso pero en 40

presencia de tensioactivos, como detergentes, aminas orgánicas, jabones de metales polivalentes, sulfito de sodio y potasio. En yacimientos, cuando el desemulsionante de proceso se aplica en los separadores, la emulsión resultante en el agua a tratar será química ó con tendencia química. Estas emulsiones no pueden ser rotas por procesos físicos simples (coalescencia, flotación). La rotura de la emulsión se logra por el agregado de un electrolito (coagulación completa que precipita a los agentes estabilizantes). Luego de la coagulación se completa la reacción por floculación, cuando sea necesario (flotación DAF) 

Aceite disuelto, no se encuentra presente bajo la forma de partículas discretas. Es una dispersión de moléculas (10-5000 Angströms). Según su naturaleza y peso molecular, los hidrocarburos son mas o menos solubles en agua:    

Parafínicos: Muy débilmente solubles Nafténicos: Débilmente solubles Olefínicos: Medianamente solubles Aromáticos: Bastante solubles

En la mayor parte de los análisis, a los aromáticos se los incluye como aceites disueltos totales. El aceite disuelto es difícil, costoso para eliminar y su eliminación no es necesaria para la reinyección en procesos de Recuperación Secundaria. No obstante, altas concentraciones de hidrocarburos disueltos pueden ser reducidas por tratamientos biológicos o sistemas de adsorción por carbón activado. 72.7. Características del agua de inyección 

Poder colmatante: Un elemento importante en el éxito del programa de diseño de inyección de agua es determinar la calidad del agua en relación a la distribución del tamaño de las partículas suspendidas. Las partículas sólidas, por encima de un tamaño en particular dentro del agua inyectada, puede producir el taponamiento del pozo inyector y guiar a una pérdida de inyectabilidad. La remoción total de semejantes partículas por lo general no es económicamente factible, por lo que se debe encontrar un balance para cada yacimiento, entre la cantidad y el tamaño de las partículas sólidas filtradas de agua de inyección y una cantidad aceptable de taponamiento por las partículas restantes. Estudiando la gráfica de porcentaje de permeabilidad en relación con los volúmenes del poro inundado con varios niveles de filtración, para el agua de inyección, es posible determinar las especificaciones de filtración, sin olvidar la incidencia de un posible hinchamiento de las arcillas. 41



Materias en suspensión (mg/lt): Permite tener una buena idea de la importancia y naturaleza de la polución suspendida. Son significativas cuando el rango de tamaño de las partículas es bastante estrecho (lo que es el caso de las aguas producidas luego de una filtración secundaria- no mas de 10mm)



Turbiedad (NTU): Es una propiedad óptica y por lo tanto no puede interpretarse como un criterio de calidad de agua de inyección. Tiene simplemente un valor de comparación relativo entre distintas calidades de agua filtrada. En aguas tratadas, con partículas finas, da una buena indicación de las materias en suspensión, sin hacer distinción entre hidrocarburos y sólidos en suspensión.

7.2.8. Condiciones de diseño hidrodinámico de un FWKO Separación Gas-Líquido: La primera separación es la producida por la liberación del gas al ingresar la mezcla al free water knockout, este acontecimiento permite conocer la máxima velocidad disponible a través de la sección de separación. En este tipo de separación se establecen las condiciones impuestas en la Norma API 12J (oil-gas separation). En esta etapa de separación se produce agua de formación saturada en gas a la presión de separación, donde el metano (CH4) no es el único gas disuelto, pero si el mas soluble y cuya presión parcial resulta la mas elevada dentro de los gases naturales (hidrocarburos gaseosos). Separación líquido-líquido: La segunda separación líquido-líquido también tiene lugar mediante la diferencia de densidades entre las dos corrientes acuosas. Para este caso se siguen los lineamientos de API Pub.421 (design and operation of oilwater separators). Los factores que influyen sobre el rendimiento de un FWKO, especialmente en la separación aguapetróleo son la temperatura del líquido, la densidad y tamaño de los glóbulos oleosos, y la cantidad y naturaleza de la materia en suspensión. No obstante, es obvio que el poco control que se tiene sobre dichos parámetros, impide poder garantizar un rendimiento de separación. En todo caso la única condición que podría ser lógicamente exigible, es el cumplimiento de la Norma API para el diseño. Primeramente, como en todo caso de separación, la forma de cuantificar el rendimiento es función del contenido de partículas eliminadas: Rx % = (x - 1) / x Rx = % separación partículas de un cierto tamaño 42

Rx % = (bx - 1) / bx bx = n° partículas entrada / n° partículas salida x = tamaño de partícula (mm) Otro parámetro que gobierna la velocidad máxima permitida es el tiempo de residencia, el cual puede variar según la densidad ó gravedad específica del hidrocarburo a separar, que con bastante aproximación puede considerarse: SG > 0.87 mínimo 18 minutos SG < 0.86 mínimo 15 minutos También, la velocidad de entrada de la carga líquido/gas al equipo tiene significativa importancia en el rendimiento, ya que altas velocidades de ingreso originan el peligro latente de formación de espuma, por lo tanto el diámetro de la brida de ingreso al separador debe ser calculado de manera de permitir una velocidad de 0.62 m/seg. (Independientemente de que la velocidad admisible sea de 2 m/seg). Si existe demasiado caudal de gas en la carga de entrada se deberá considerar disminuir aun más esa velocidad. Las velocidades de salida de agua y petróleo también deben ser mantenidas en valores bajos, a razón de 0.85-1 m/seg. para el diseño de los diámetros de bridas de salida. Si bien, las dimensiones (diámetro-longitud) de los separadores trifásicos tipo free water knockout se calculan para garantizar un rendimiento de 99% de partículas de petróleo libre del tamaño de 150mm y superiores, el agregado de placas coalescedoras mejora aun mas el rendimiento, lográndose tamaños de 60-80mm. Estas placas coalescedoras son módulos de placas onduladas que forman canales cruzados debido al armado del paquete en posición invertida entre sí. Los múltiples intersticios formados obligan al fluido circulante a continuos cambios de trayectoria que tienen por objeto permitir reagrupar el petróleo por coalescencia. En condiciones idénticas de viscosidad, temperatura y densidad, las placas coalescedoras permiten una eliminación de glóbulos oleosos inferiores a 100mm. El rendimiento es función esencialmente de la fineza e importancia de las emulsiones. La aplicación de productos tensioactivos como desemulsionantes, en cabeza de pozo o upstream del FWKO, permiten mejorar la decantabilidad y desestabilizan las emulsiones. En cualquier separador gravitatorio, la cantidad de petróleo libre removido es una función de la temperatura, diámetro de las partículas de petróleo y la diferencia de peso específico. El rendimiento mejora con el aumento de temperatura (reducción de viscosidad del agua de desecho), el aumento en el diámetro de las partículas de petróleo, el aumento del peso específico del agua de desecho, la disminución del peso específico del petróleo (Ley de Stokes) y el flujo reducido. 43

No obstante, según las características del crudo, resulta conveniente que el sistema trabaje a bajas temperaturas especialmente entre 25° hasta 35° para evitar el problema de la precipitación de CO3 =. Es conveniente realizar previamente un ensayo Oddo-Tomson para asegurarse si resulta conveniente un aumento de temperatura. El principio esencial de funcionamiento del sistema de tratamiento FWKO consiste en reducir la distancia en que una partícula de petróleo debe alcanzar antes de llegar a la superficie en la cual es removida. La acción de la coalescencia se refiere a la aglomeración de gotas de agua a un tamaño suficiente como para lograr la separación por sedimentación en un razonable tiempo de retención. La coalescencia misma es un proceso de multietapas consistiendo de coagulación y floculación. Mientras la coagulación es un proceso químico en el cual las fuerzas del film estabilizador superficial de la dispersión son reducidas lo suficiente como para permitir el crecimiento de las gotas, y dar lugar a la floculación. El crecimiento de las gotas no puede continuar mientras tanto las fuerzas estabilizantes no sean lo suficientemente pequeñas para permitirlo. La floculación puede ser promovida químicamente, por el pasaje a través de una sección estrecha ó mediante un campo eléctrico en la dispersión, de manera de vencer la resistencia a la coalescencia por los films estabilizantes sobre las gotas de agua. Debido a la naturaleza dipolar de la molécula de agua, estas moléculas tienden a alinearse entre ellas por la acción de un campo eléctrico, distorsionándose en una forma elipsoidal; y atrayéndose entre ellas. La fuerza de atracción es función directa de su tamaño. La separación del crudo y el agua coalescida, continua por gravedad. La sedimentación se basa en el tiempo de retención dentro de una zona de flujo laminar para permitir que las gotas floculadas se asienten fuera de la fase oleosa. Las placas coalescedoras que se encuentran menos espaciadas son sensibles a depósitos de lodos, y difíciles de limpiar. Por estas razones, el paquete de placas de algunos fabricantes están diseñadas con espacio de 1.25” a 2” y longitudes mínimas de 600 mm. Las placas son coalescedoras y no tienen porqué ser oleofílicas; se recomienda el empleo de placas de material AISI 316 que resisten el lavado a vapor ó con agua caliente sin sufrir cambios en su estructura. 7.2.9. Características constructivas del FWKO Cuerpo y cabezales: Construidos en chapa ASTM A 515/516 Gr.70, de espesor, dimensiones generales y de diseño, de acuerdo al resultado de los cálculos para las condiciones de servicio requeridas: 44

     

Presión de operación óptima [2.5 a 3 Kg/cm2] Presión de diseño [4.5 Kg/cm2] Sobreespesor por corrosión [1/8” (3.2mm)] Tiempo de residencia del líquido mín. [18 minutos] Relación L/D óptima [5] Nivel de líquido mínimo [85-90% del diámetro interior]

El cuerpo no debe tener domo para gases en su parte superior. Montado sobre cunas o monturas de soporte apto para anclar, construido en base al dictado del Código ASME Secc. VIII Div.I. Sistema de separación: Los accesorios internos para separación gas-líquido tipo cajas de chicanas y elementos complementarios construidos de acero inoxidable AISI 316. Para separación líquido-líquido con placas coalescedoras AISI 316 (largo mínimo 600mm). Para ambos el diseño que cada fabricante aconseje de acuerdo a su experiencia, siempre que el equipo garantice un gas de salida con un contenido de líquidos inferior a 13.36 litros por cada 1.000.000 Sm3 (0.1 galones por cada 1.000.000 Sft3), y una eficiencia de separación del 100 % para partículas de 8-10m y más de líquido, y 3m y más de sólidos. Eficiencia de separación Líquido-Líquido 100% en gotas de petróleo libre de 150mn y superiores. Conexiones de entrada de fluido: La entrada de fluido (Líquido-Gas) se ubica en la parte superior, perpendicular a la generatriz de la envolvente; conexión a bridas según Norma ANSI B-16.5, #150, con contrabrida, y espárragos con tuercas. Se prolonga la entrada de fluido en el interior del recipiente mediante dos caños concéntricos perforados con orificios de Æ 2” hasta 200mm del fondo, de manera de permitir la distribución del fluido en forma laminar.

FIGURA 11. Vista stand pipe entrada de fluido y armado parcial de placas en el interior del FWKO

Sistema de descarga de Líquidos: La salida de petróleo se ubica paralela a la línea de la envolvente y la salida de agua perpendicular a la línea generatriz de la envolvente hacia abajo, en ambos casos en plano opuesto a la entrada del fluido. Sistema de ecualización de Gas: La salida de Gas #150, ubicada perpendicular a la línea generatriz de la envolvente, en el mismo plano de la entrada de fluido, hacia arriba; será a bridas, según Norma ANSI B-16.5. La interconexión de salida está compuesta de: 

Válvula de control PCV, accionamiento neumático para entrada de Gas, tipo Fisher 667 -Æ 1 ½” #150, c/ rango partido, posición falla cierra (FC).Actuador, posicionador y válvula reguladora 67FR. Con dos (2) válvulas esféricas de bloqueo Æ 1 ½”.



Válvula de control PCV, accionamiento neumático para salida de Gas, tipo Fisher 657 -Æ 1 ½” #150, rango partido, posición falla abre (FO).Actuador, posicionador y válvula reguladora 67FR. Con dos (2) válvulas esféricas de bloqueo Æ 1 ½”.



Controlador de presión neumático PC tipo Wizard mod. 4150, rango partido, c/ regulador 67 FR ymanómetro dial Æ 4”, para ser montado lateralmente controlando cada una de las válvula PCV.

7.2.10. Accesorios complementarios: 

Válvulas de seguridad PSV #150, de acero fundido, tipo a resorte, apta para las condiciones de trabajo establecidas, calculada para el caudal total de líquido. Responderá a las Normas API 520, 521, 526, 527, 2000, y ASME Secc. VIII. Montadas sobre un niple bridado, soldado al cuerpo del recipiente, y ubicada próxima a la salida de Gas.



Disco de ruptura PSE #150 del tipo B, en cabezal porta disco, entre bridas. Calculado de acuerdo al Código ASME Sec.VIII, montado sobre niple bridado soldado al cuerpo del recipiente.



Manómetro PI, hermético, tipo intemperie, clase 1,5; según Norma IRAM IAP A 51.65. Escala acorde con la presión de trabajo, de 4" de diámetro con tubo Bourdon y mecanismo multiplicador en acero inoxidable. Caja de aleación de acero provista de visor de vidrio, aro metálico cromado roscado, con sello de goma sintética y conexión roscada de bronce de 1/2” NPT en el respaldo inferior. Apto para soportar sobrecargas del 30 %. Con válvula aguja de Æ 1/2”, conexión a rosca, para bloqueo y purga en derivación, en acero forjado con interiores en acero inoxidable AISI 316. Con todos los accesorios, niples, codos, tee, etc., necesarios para su instalación en el equipo. Instalado en una cupla soldada y de ubicación que permita fácil observación. 46



Termómetro a dial TI, bimetálico, caja circular de aleación de acero Æ 4”. Rango de 0-100 ºC. Provisto con vaina hermética de acero inoxidable, de rosca exterior Æ 3/4” NPT, e interior Æ 1/2” NPT, que permita el libre desmontaje del termómetro. Responderá a la clase S.A.M.A. (Normal), tipo V, construcción apta para intemperie. Instalado en una cupla soldada y de ubicación que permita fácil observación.



Indicadores de Nivel LG, tipo reflex para interfaz líquido-gas y del tipo transparente doble visión para interfaz líquido-líquido, en caja de acero forjado con válvulas de bloqueo y purga a un colector común de Æ 1/2” que se unirá a las restantes purgas. Largo de visión mínimo de 290 mm. Conectado al cuerpo del separador en posición coincidente con la de los controladores de nivel de petróleo y agua. Sobre la caja debe marcarse por entalladura pintada, los niveles máximos y mínimos de acuerdo a los límites que fije el controlador de nivel. Vinculados al equipo con válvulas esféricas. Saca muestras, deberá contar con no menos de 8 tomas de Æ 1/2” para indicación de nivel, con su correspondiente cañería y válvula esférica de Æ 1/2” cada una.



Válvulas de drenaje esféricas, una para petróleo Æ 3” y una para agua Æ 3”, de acero al carbono, según Norma ASTM A 216, grado WCB, con conexiones a bridas según Norma ANSI B-16.5. Con su correspondiente cañería terminada en brida hasta los límites del equipo.



Conexiones para limpieza con vapor de Æ 2", con brida y contrabrida ciega, según ANSI B-16.5 apta para máxima presión de trabajo, con prolongación interior conectada a la cámara de las placas coalescedoras y a la caja de chicanas, la que actuará como distribuidor de vapor.



Válvula de venteo esférica Æ 3”.



Conexión para limpieza de fondo de Æ 2” #150, con brida y contrabrida ciega, según ANSI B-16.5.



Conexiones para salida de barros (seis), distribuidas proporcionalmente a lo largo del equipo; cada una con la correspondiente cañería y válvula a diafragma de paso recto Æ 3” #150 Saunders-Valam KB-900, cuerpo A-216 WCB, diafragma de vitón, con actuador tipo KB modelo ESC-63, posición de falla normal cerrado (FC), con válvula solenoide de 3 vías antiexplosiva, enlazados a un PLC modular que comanda la apertura y cierre de las válvulas, las seis líneas convergen a un colector deÆ 4”.



PLC compuesto de Base de 3 rack, con alimentación 110/220VCA, CPU de 3.8 K Words total, módulo de salida tipo relé 8 pts, cable para conexión de PC, unidad de acceso, cable para conexión de unidad de acceso; debe 47

estar habilitado para conectarse con una PC para monitoreo, utilizando un protocolo standard. El sistema actúa abriendo cada una de las seis válvulas del FWKO, cada cuatro (4) horas, durante un lapso de diez (10) segundos. La secuencia de apertura se hace desde los extremos al centro hasta terminar, y se reinicia el ciclo, es decir 1-6-2-5-3-4-1... 

Cuna o monturas de soporte, el cuerpo del separador se instala sobre cunas o monturas de soporte. Su diseño seguirá los lineamientos y prácticas recomendadas por el Código ASME, basados en elmétodo presentado por L.P.Zick al que también se refiere la Norma API 2510.



Escalera metálica, desmontable, de 400 mm de ancho, con plataforma superior y resguardo desustentación para operación segura.



Bocas para inspección y/o limpieza, 2 de Æ 24”. Consiste de un niple bridado soldado al cuerpo delseparador, con contrabrida ciega, junta espiralada y bulones ó espárragos con tuercas, según NormaANSI B 16.5. Con izaje giratorio. Alimentación de Gas para instrumentos, mediante una derivación Æ 1” cupla roscada, ubicada en la salida del Gas del equipo. La regulación de presión primaria del fluido es la que en definitiva accionará todos los instrumentos de regulación, verificación y control del equipo. Con decantador de líquidos y válvula de drenaje. Manifold con válvula de seguridad y manómetro, de derivación a cada instrumento por cañería independiente con válvulas aguja y purga, y válvulas esféricas previas al bloqueo, para una correcta provisión de accionamiento neumático.



7.2.11. Especificaciones técnicas particulares del armado: El recipiente es calorifugado con lana mineral en colchonetas ó secciones rígidas de lana de vidrio de 2” de espesor, densidad 100 Kg/m3, con barrera de vapor, de acuerdo a ASTM C547 Clase 1, conductividad térmica no mayor a 0.26 BTU. Pulg./hora.Pie2 a 75°F de temperatura promedio, incombustibilidad de acuerdo a UL 723, encogimiento de acuerdo a ASTM C 553, resistencia a hongos y bacterias de acuerdo a ASTM D 2020 y con protección exterior de chapa galvanizada de BWG 19 (1mm). Las líneas de salida de agua, petróleo, y los stand pipe de los indicadores de nivel LG, también calorifugados, estos últimos con traceado eléctrico para mejorar la visión. Los ánodos de sacrificio aleación Galvalum III, modelo U-79AX de Æ 76mm de longitud adecuada al 80% del diámetro del recipiente, instalados suspendidos en la parte superior del recipiente a través de una brida de Æ 4” con conexiones tipo Vitaulic para permitir su control de potencial o extracción sin necesidad de vaciar y/o abrir el equipo.

Las líneas de descarga de gas, petróleo, agua y drenajes, correctamente soportadas se prolongan terminadas en bridas alineadas sobre el mismo lado, salvo la línea de entrada de fluido que estará del lado opuesto, todas a 300mm del piso. En plano opuesto a la entrada de fluido se ubica un skid con los cuadros de válvulas de regulación de petróleo y agua; el que tiene terminaciones bridadas a fin de realizar el conexionado con las terminaciones bridadas de las líneas de salida del equipo. Las válvulas esféricas de paso total con internos de inoxidable, asiento con inserto de teflón. Las válvulas de hasta Æ 1 1/2” con conexión NPT, para Æ 2” y superiores conexión a brida #150 Slip On RF. El accionamiento de las válvulas esféricas de hasta Æ 4” inclusive a palanca y con esfera flotante, para diámetros superiores será con mecanismo sin fin y corona y con esfera guiada. Las válvulas mariposas tipo wafer, aptas para colocar entre bridas según ANSI B16.5 #150, cuerpo de hierro fundido ASTM A126 Gr.B, disco de aleación 952 aluminio-bronce ASTM B148, eje de AISI 316, asiento Buna “N”. Accionamiento manual a palanca para Æ 6” e inferiores y con reductor a tornillo sin fin y corona helicoidal para diámetros superiores a 6”. Los sistemas de control de Gas y Líquidos llevan conexión con válvula esférica para venteo Æ ½”y drenaje Æ 1”, para purga de las válvulas de control. Los instrumentos y válvulas aptos para trabajar a la intemperie, seleccionados de acuerdo a las condiciones de diseño y de proceso especificadas, y responden a las Normas ISA, NEMA, API RP 550, API RP 540, NFPA, ASTM. Las tuberías y accesorios de los lazos de control de acero inoxidable normalizado Æ mín. 3/8”, con accesorios de conexión a compresión también de acero inoxidable. Con manifold integrales para los montajes, con válvulas aguja y purga y válvulas esféricas previas de bloqueo. Los bulones ó espárragos y tuercas, según Norma ANSI B-16.5 y el material a la Norma ASTM A193 y A194. Las bridas del tipo Slip On RF, #150/300 según Norma ANSI B 16.5. 7.2.12. Protección anticorrosiva interior: 

La aplicación y preparación de todas las superficies la realizará un Aplicador Calificado



Eliminación de bordes filosos. Amolar hasta obtener un radio mínimo de 5mm.



Amolado al ras de las costuras de soldaduras, de manera de presentar un aspecto no inferior al grado CS/BK según Norma DIN 8563, parte 3 49



El recipiente no debe llevar salidas con niples, las salidas serán bridadas de Æ 50 mm como mínimo, con criterios según Norma VDI 2537



Criterios de diseño según normas VDI 2532 y 2537 y NACE Std. 0178.



Chorreado abrasivo seco a metal blanco s/Norma SSPC-SP-5-63



Aplicación epoxi cerámico flexible, tipo CeramKote espesor 250mm en interior del recipiente.



Aplicación revestimiento a base de fluorpolimero horneado, tipo Blue Armor en interior de cañerías de agua, petróleo, gas y barros

7.2.13. Protección anticorrosiva exterior:        

Chorreado abrasivo seco a metal casi blanco s/SSPC-10 Gr. SA 2 ½. Aplicación epoxi altos sólidos tipo Devoe Bar-Rust, 2 capas de 125mm, total 250mm. Las cunas o monturas de apoyo de color Negro IRAM D 1054 11-1-060. Cañerías de Gas, color Amarillo IRAM D 1054 05-1-040 Cañerías aire instrumentos, color Azul IRAM D 1054 08-1-060. Cañerías electricidad, color Negro IRAM D 1054 11-1-060. Cañerías de petróleo, color Castaño IRAM D 1054-07-1-150. Cañerías de agua, color verde IRAM D 1054-01-1-140.

7.2.14. Chapa de identificación La chapa de identificación de acero inoxidable, está fijada por soldadura o tornillos en el frente del recipiente, y en la misma se consigna: Fabricante, caudal operativo, presión de prueba y diseño, temperatura de diseño, material y espesor de chapa en cuerpo y cabezales, espesor de corrosión, diámetro y longitud de envolvente, volumen del equipo, peso de equipo vacío y en operación, estampa de calidad del recubrimiento anticorrosivo interior. 7.2.15. Control de calidad Test radiográfico de todas las soldaduras; e hidrostático, de acuerdo con lo establecido en el Código ASME Sección VIII, Div. 1, manteniendo la presión durante seis (6) horas sin que se produzcan pérdidas ni exudaciones, luego del ensayo se reemplazan todas las juntas. Los manuales de operación y mantenimiento deben incluir los planos aprobados y los certificados de control de calidad de fabricación de cada elemento constitutivo y de la aplicación del recubrimiento interno anticorrosivo (chorreado abrasivo seco s/Norma SSPC-VIS1, aplicación, ensayo de adherencia, ensayo de espesor, 50

ASTM D1186, ASTM D4285, ASTM D4414, ASTM D4417, ASTM D4541, ASTM D5162, ASTM E377, DIN 4624.). El PLC debe contar con una garantía expresa que el Hardware y Firmware [programas de computación no volátiles contenidas en un dispositivo de hardware como memoria de sólo lectura (ROM)] provistos, cumplen, y continuarán cumpliendo, todos y cada uno de los estándares y criterios necesarios para su uso y operación en el Año 2000 y siguientes, en total y completa conformidad con cualquier especificación aplicable establecida y no requerirá ninguna reelaboración, reprogramación, modificación, reinstalación o recopilación. 7.2.16. Montaje - Conexionado - Instalación: Para el montaje en obra, se debe efectuar un estudio de suelos, a fin de determinar el valor de fundación de las bases, de acuerdo a las características dimensionales y de peso del FWKO. El predio terminado debe quedar en su parte superior con una superficie de aproximadamente 30 m. x 10 m., donde se corta el terraplén hasta la profundidad que determine el estudio; luego se rellena en capas de caliza no mayores de 10 cm compactando con agua y elementos mecánicos apropiados. Posteriormente, se procede a la construcción de las bases según los lineamientos indicados en los planos del fabricante del FWKO, de manera de asegurar la estabilidad del equipo, y considerando una velocidad de viento de 64 m/seg para el diseño. El hormigón que sobresale del terreno debe quedar terminado sin imperfecciones para lo cual se deberá utilizar encofrado apropiado. A 150 mm del nivel del terreno se debe construir una platea que abarque la base. El FWKO se montará sobre dados de 300 mm de altura de la base, donde se apoyarán las cunas de la envolvente, donde se soporta el equipo. Se efectúa la instalación de las cañerías de ingreso, descargas, escaleras, plataformas, etc. Una vez instalado el FWKO totalmente equipado, se debe verificar y ajustar el siguiente instrumental:      

Sistema de regulación de nivel de petróleo Sistema de regulación de nivel de interfase Sistema ecualizador de presión / salida de gases Instrumentación asociada (manómetros, termómetros, visores de nivel, etc.) Sistema automático de drenajes de barros. PLC Protección catódica

7.2.17. Puesta en marcha: 1) Cerrar todas las válvulas de purga y los bloqueos. Dejar una sola válvula de venteo abierta. 2) Llenar con agua hasta el 75% de su diámetro. 3) Cerrar la válvula de venteo que se dejó abierta. 4) Habilitar el suministro de gas a instrumentos. Abrir los bloqueos del sistema ecualizador. 5) Presurizar a la presión de operación. 6) Abrir los bloqueos de descarga de agua y petróleo, y gradualmente el ingreso de fluido al equipo. 7) Controlar el funcionamiento de los controladores de nivel de interfase y de petróleo. Una vez que le equipo se encuentre funcionando dentro de su capacidad, su marcha continuará en forma automática. 7.3. EL TANQUE CORTADOR (GUN BARREL)

Figura 12. Gun barrel

Básicamente, un tanque de lavado, o más comúnmente llamado Gun barrel, es un tanque de asentamiento provisto de una serie de equipos que nos permite observar y analizar las desemulsificaciones del crudo. Existen grandes estudios en parte para estos equipos debido a que presentan principales principios de rompimiento de emulsiones y a su vez pueden ser observadas a través de un análisis de una descripción de pasos en el Gun barrel. En general, el Gun barrel esta compuesto por cinco partes principales, cada una de las cuales presenta su propia función o más propósitos específicos.  La línea de entrada: Es la tubería que conduce la emulsión (agua y aceite) desde el separador que contiene gas y aceite hasta el Gun barrel.  La tubería conductora (también conocido como boot, flume o pila) es una tubería larga a través de la cual la emulsión pasa antes de entra al fondo de Gunbarrel. El boot puede ser montado en cualquier parte, tanto interior como exterior del tanque y funciona para tres principales propósitos: 

Separar el gas de la emulsión en el interior de la tubería conductora y reducir la turbulencia, que proviene el fluido desde el separador, dentro del cuerpo del cuerpo.



Esta funciona como un tanque agitador para prevenir pegas de emulsión siendo expulsadas hacia el Gun barrel, es decir, aquellas gomas o pedazos de pegas que provienen de separador no quedan atrapadas dentro de la tubería conductora, si no que pasan o se descargan directamente al fondo del tanque del Gun barrel.



La expansión o incremento de la emulsión y su disipación dentro del tanque del Gun barrel ocurre a través de un spreader o como un delantal que esta pegado cerca del fondo del tanque y permite hacer pasar la emulsión a través del agua libre y su libre movilización.

 El cuerpo: o tanque contiene el agua de lavado (o capa de agua), emulsión y capas de aceites limpios y permite llevar un control de tiempos para el aceite y el agua por separado.  La salida del agua: también llamado patada de agua o sifón exterior posee dos principales funciones:  

Suministrar una salida para el agua que se ha separado de la emulsión Es usado para regular la cantidad de agua contenida en el Gun barrel.

 La línea de salida para el aceite: permite conducir el aceite limpio del Gun barrel hacia los tanques de almacenamiento. 53

La mayoría de los Gun barrel tiene varias partes importantes, tales como equilibradores de gas entre el tanque y la tubería conductora, teniendo en cuenta que debido a seguridad industrial, las líneas son independientes y se envían a sistemas de venteo diferentes, líneas de gas, líneas de sangrado y medidores barométricos. 7.3.1. Principios De Funcionamiento Los principios en el cual el Gun barrel opera o funciona son muy estudiados e investigados buscando dentro de los pasos o caminos de la emulsión a través del tanque y su descripción en cada proceso. Asumiendo que para el tanque de asentamiento se presenta como si fuera una sola separación principal del agua y el aceite, y que no intervienen otros factores como el calor o químicos adicionales, aunque frecuentemente los químicos son inyectados y el sistema de transferencia de calor es instalado dentro del sistema antes de que la emulsión pase a través de ella y llegue hasta el Gun barrel. 7.3.2. Agentes emulsificantes: Dentro de los activantes de la superficie que alteran la interfase agua-aceite tenemos:     

Carbonatos de calcio Sulfato de aluminio Silica Sulfato de hierro Ácidos solubles en aceites

7.3.3. Sistemas térmicos: El principio básico es debilitar y romper las películas que envuelven las gotas de agua y permite:    

Aumentar la diferencia de densidades Reducir la viscosidad del aceite Dilatación en la película Reducción de la tensión superficial.

Como la emulsión que proviene del separador, entra por la línea de entrada hacia la tubería conductora, estará sujeta a una presión atmosférica. Para ello es necesario contrarrestar la presión que proviene del separador de aceite y gas, la cual esta localizada en la corriente de emulsión delante del Gun barrel, dentro de ello, algún gas que viene fuera de solución se producirá por la caída de presión con la entrada de la emulsión en el Gun barrel. 54

Este gas es llevado hacia fuera a través de la línea exterior de gas y dicho gas es venteado o pasa a un sistema de acumulación de gas. Solo se va a permitir el paso de flujos de fluidos hacia la parte de abajo dentro de la tubería conductora para entrar en el gun barrel y este va a estar próximo o cerca del fondo del tanque. Un spreader, expansor o difusor esta frecuentemente situado en el fondo de la tubería conductora para extender o propagar la emulsión que esta distribuida en el agua libre a través del tanque de lavado. Si el spreader, no estuviera aquí la emulsión no podría cambiar a través del free-water contenido en el gun barrel en una columna larga. El expansor esta usualmente situado a dos pies del fondo del tanque, en esta profundidad se trata de sumergir totalmente el spreader profundamente como sea posible en el agua, manteniendo claro esta, una distancia prudente debido al pegado que pueda acumularse en el fondo del tanque. El diámetro del spreader depende del tamaño del cuerpo del tanque del gun barrel, usualmente cerca de 40 o 70% del diámetro del tanque, pero algunos son más pequeños. Algunos rompimientos de emulsión ocurren con la entrada de esta, cuando entra en contacto con la superficie del spreader, el flujo en el centro pasa a los bordes exteriores del spreader. El spreader es diseñado para que la emulsión emerja o surja de esta en muy pequeñas corrientes; dichas corrientes de emulsión pasan y se levantan a través del free-water y ocurre algún rompimiento de la emulsión al entrar en contacto cerrado entre la emulsión y el free-water. Algunos de los glóbulos de agua son lavados y se separan del aceite y va permitiendo que el aceite se limpie y va a continuar su camino hacia la parte superior del tanque. Por encima del free-water que contiene el gun barrel, hay o existen dos capas de líquidos, el tope de la capa superior contiene aceite limpio y la capa de abajo es la capa que contiene la emulsión. Estas no están claramente definidas y están un poco mezcladas de una a la otra. Al subir o elevarse la emulsión rápidamente a través del free-water, las corrientes pequeñas de emulsión mueren o desaparecen por la diferencia de gravedades específicas de los dos líquidos, aceite limpio y free-water (aceite mas claro que el agua) y este va alrededor de la capa de emulsión presente por encima de la capa del free-water. 55

En la capa de emulsión, el cambio a través de su recorrido es lento y el agua remanente va quedando a fuera. El aceite que es claro en la emulsión debido a que se va elevando hacia el tope superior y luego pasa a través de la línea de salida del aceite hasta el tanque de almacenamiento. En resumen, la acción que ocurre en el tanque del gun barrel para separar aceite y agua esta dividido en dos partes principales:  Lavado  Asentamiento El lavado es hecho en la capa del free-water y el asentamiento ocurre en la capa de emulsión. Debido a que todas las emulsiones no son parecidas o semejantes y no presentan las mismas características y propiedades, en el contenido del free-water en el gun barrel, estas pueden ser estabilizadas, es decir, las gotas de agua sean aún más pequeñas. El lavado tiene pequeños o casi pocos efectos en ciertas emulsiones, sin embargo en tal caso, una muy pequeña cantidad de free-water en el tanque solo es necesaria. Por otra parte, algunas emulsiones se rompen completamente por debajo del lavado. Y esto es ventajoso al tener una cantidad grande de free-water en el tanque. 7.3.4. Diseño del GunBarrel La finalidad en sí del diseño del gunbarrel, se basa en la obtención de los siguientes parámetros:   

Producir aceite con un BS&W < 0.5% La pureza de cada componente dependerá del tiempo que cada uno gaste en el Tk de asentamiento. La ubicación del nivel de la interfase fijará el tiempo  Para un alto nivel de la interfase: el tiempo de asentamiento del aceite es menor y por ende el tiempo de asentamiento del agua será mayor y viceversa.



El nivel de interfase es controlado con una pierna de agua la cual puede ser ajustada para cambiar la altura de la misma:  Pierna de Agua:

  h fH 2 0  hGBH 2O   hGBoil * rel.oil   rel.H 2O  56

   

Donde: h fH 2O hGBH 2O

: Altura de la pierna de Agua. : Altura del agua en el GunBarrel.

hGBoil

 rel

: Altura de Aceite en el GunBarrel. : Densidad Relativa del componente.

 Diámetro:  F * Qo *   d  81.8 *  2   SG * d m 

1/ 2

Donde: F : Factor corto – circuitante (1 para d < 48 in., y >1 para d > 48in.) Qo : Rata de flujo de aceite [bopd] μ : Viscosidad del aceite [cp] ΔSG : Diferencia entre gravedades específicas del aceite y el agua dm : Diámetro de las gotas de agua [micrones] d : Diámetro del tanque, [in]  Tiempo de retención: d 2 *h 

F * tr o * Qo 0.12

Donde: tr

: Tiempo de retención, [min]

: Factor corto – circuitante (1 para d < 48 in., y >1 para d > 48 in.)

: Rata de flujo de aceite [bopd]

: Altura de la sección de coalescencia

: Diámetro del tanque, [in]

 Tamaño de las gotas de agua:

d m1%  200 *  0.25

Para μo > 80 cp 57

d m1%  170 *  0.4

Para 3 cp < μo < 80 cp

7.4. LOS TANQUES LAVADORES (WASH TANKS) Un tanque lavador (WT) esta diseñado para "lavar" la emulsión por pasaje, en su carrera ascendente, a través de un colchón acuoso de menor salinidad que la del agua emulsionada. Es además, un tanque atmosférico que permite acelerar la decantación favoreciendo la coalescencia de las gotas de emulsión. Como en los GB existen muchos diseños de WT y, en algunos casos, ambos pueden estar funcionando en uno solo. En un WT la salinidad del colchón de agua debe ser controlada regularmente para que mantenga capacidad de dilución de agua salada. Para ello debe alimentarse con agua dulce. En los tanques lavadores el crudo a tratar ingresa mediante un dispersor, por el fondo del tanque. Un gun barrel puede operar como wash tank. Para el dimensionamiento de un WT debe tenerse en cuenta que la velocidad de ascenso del petróleo debe ser superior a la de sedimentación del agua para que el "lavado" sea eficiente. Como ya mencionamos, la temperatura del crudo a tratar es muy importante para lograr la eficiencia del proceso. 7.5. LOS TRATADORES ELECTRICOS (ELECTRICAL DEHYDRATORS) En el año 1908, una tubería para petróleo crudo de u$s 4.000.000 cercana a la U. de California se hizo inoperable para la emulsificación de agua en el aceite. En esa época el Dr. Cottrel se encontraba desarrollando en la universidad su proceso de precipitación eléctrica de aerosoles (gotas muy finamente dispersas en un gas) con lo que participo del estudio del problema. Resolvió la emulsión aplicando un campo de alto voltaje y esa solución técnica se generalizo. Aunque puede existir cierto predominio de tamaño de gota en una emulsión (distribución gaussiana) el mismo no es uniforme. Entre las simplificaciones que aceptamos al plantear la ecuación de Stokes, existen dos que vale considerar a continuación: 1) Se aplica a partículas de forma esférica. 58

2) Sedimentación de un solo tamaño de gota en el tanque. Una mas ajustada aproximación para gotas de agua dispersas en petróleo fue propuesta por Rybczynski - Hadamard:

ν = 2g (d2 - d1) . r2 . μw + μo (2) 3 μo 3 μw + 2 μo

Donde: μw = viscosidad del agua. μo = viscosidad del petróleo. Aunque es infrecuente, si μw >> μo la ecuación se transforma en la ecuación de Stokes. En la mayoría de los casos, μo >> μw y v puede ser 50 % mayor que para una partícula esférica. Sigue observándose sin embargo en que las propiedades más importantes del fenómeno de sedimentación son la diferencia de densidad entre fases y la viscosidad de la fase continua. Para apreciar el efecto de estas variables veamos un ejemplo simple que surge de apreciar Stokes: supongamos que alimentamos un equipo deshidratador a un caudal suficiente para lograr sedimentar totalmente gotas de 1,4 μm. Con una estimulación térmica del doble (d2 - d1/ μ se baja a la mitad), cabria esperar una mejora de remoción de tamaño de gotas hasta 1,0 μm. Por otro lado si la alimentación cambiase a gotas predominando en 1,0 μm, deberíamos estimular térmicamente el fluido de entrada en un 50 % para alcanzar niveles iguales de BSW de entrega. Un tratador electrostático tiene, en la sección de coalescencia una sección con electrodos que generan un campo electrostático de CA o CC el cual promueve la coalescencia de las gotas de agua. En el interior de un campo de alto voltaje una gota aislada se transforma en un dipolo inducido (partícula con carga spositivas y negativas orientadas). Dos gotas atraídas por el dipolo (las cargas opuestas se atraen), coalescen entre si y crecen.

Figura 13. Tratador electrostático horizontal.

7.5.1. Componentes Externos 

HORNOS: Los hornos contienen gas incinerador que provee al tratador una fuente de calor. La mayoría de los tratadores electrostáticos tiene dos o tres hornos.



CHIMENEAS: Las chimeneas son cilindros de metal a través de los cuales los gases escapan después de fluir a través de los tubos de fuego.



TERMÓMETRO: El termómetro indica la temperatura a la cual la emulsión está siendo tratada.



TERMOPOZO: Provee un lugar para la sonda del termostato, la cual permite mantener la temperatura deseada dentro del tanque.



LÍNEA O TUBERÍA DE ENTRADA: Conducto a través del cual los fluidos entran al tratador.



EQUILIBRADOR DE GAS: Este tubo permite que la presión del gas se iguale o empareje entre las secciones internas del tratador.



SALIDA DEL GAS: El gas abandona el tratador y pasa a la línea de salida del gas de este conducto.



VÁLVULA DE CONTRA PRESION DE GAS: Esta válvula, ubicada en el punto de salida del gas, mantiene suficiente presión en el tanque como para permitir la eliminación de líquidos. 60



DISPOSITIVO DE SEGURIDAD: Puede se una válvula de alivio, un disco de ruptura, o ambos. Están diseñados para reventarse si demasiada presión se acumula en el tratador.



LINEA COMPENSADORA DE GAS: Algunos tratadores pueden tener este conducto con un regulador para mantener la presión operante apropiada en la unidad.



SALIDA DE AGUA LIBRE: El agua libre, el cual se ha sedimentado al separarse de la emulsión, abandona la unidad a través de esta línea de salida ubicada en el fondo del tratador.



CONTROL DE NIVEL DEL AGUA LIBRE: Este dispositivo mantiene el nivel de agua libre en el tratador.



VÁLVULA DE ELIMINACIÓN DE AGUA LIBRE: Esta agua esta ubicada en la línea de salida de agua libre y permite a esta abandonar el tanque.



SALIDA DE CRUDO: El crudo abandona el tratador y entra a la línea de salida a través de esta.



VÁLVULA DE ELMINACION DEL CRUDO: Está ubicada en el conducto de salida del crudo y permite que el crudo limpio abandone el tratador.

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SALIDA DE AGUA TRATADA: El agua tratada, el cual se ha sedimentado al separarse del crudo, abandona la unidad a través de esta salida ubicada en el fondo del tratador.

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VÁLVULA DE ELIMINACIÓN DE AGUA TRATADA: Está ubicada en la línea de salida del agua tratada y permite que esta salga del tanque.

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CONTROL DE NIVEL DE AGUA TRATADA: Este dispositivo mantiene el nivel de agua tratada en el tanque.

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DRENAJE: En el fondo del tratador hay drenajes para vaciar el tanque para realizar reparaciones o para la eliminación de sólidos acumulados.

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TRANSFORMADOR: Aumenta el voltaje de la corriente que entra para crear un campo electrostático de alto voltaje.

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MIRILLAS DE VIDRIO: Permiten al bombeador ver los niveles del área de contacto del agua y el crudo en el tratador, y lo ayudan a determinar los niveles de fluidos anormales.

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LINEAS SUPLIDORAS DE GAS / AIRE: Proveen gas o aire comprimido a los niveles de control para que se puedan operar con propiedad. Estas líneas usualmente contienen un regulador, un colector de gotas y un filtro para ayudar a suplir gas seco y limpio o aire comprimido a los controles de nivel.

7.5.2. Secciones Internas  SECCION DE ENTRADA: Es la primera sección que recibe la emulsión y la cual tiene dos propósitos. El gas arrastrado hasta allí se separa y abandona el tratador a través de su salida respectiva, evitando así causar agitación a la emulsión mas tarde. También, el agua libre que se ha separado al entrar al tratador, después de ser calentada por los tubos de fuego, cae al fondo del tanque de donde es drenada hacia el exterior de la unidad.  DEFLECTOR: Separa el área de separación de gas del área de calentamiento en la sección de entrada. Ayuda a dirigir la emulsión entrante hacia el fondo del tratador.  BAJANTE EN FORMA DE U: Cubre los tubos de fuego en el área de separación de gas. Dirige la emulsión entrante hacia el fondo del tratador.  LAVADOR DE AGUA: En esta área de la sección de entrada, la emulsión libera agua libre. El lavado del agua es el proceso en el cual las gotas de agua más grandes se combinan entre sí con otras más pequeñas para sedimentarse y ser eliminadas.  DISPENSADOR DE FLUJO: Dispersa la emulsión a todo lo largo de los tubos de fuego para asegurar el máximo uso del área de calentamiento, usando toda la superficie de estos tubos.  TUBOS DE FUEGO: Los tubos de fuego proveen calor a la emulsión causando la disminución de la viscosidad del crudo, para que las gotas de agua se puedan sedimentar.  DIQUE: Es una estructura similar a una represa sobre la cual pasa la emulsión proveniente de la sección de entrada, para luego fluir hacia la sección de inundación. 

SECCION DE INUNDACIÓN: Es la sección media y sirve para mantener la sección de tratamiento llena de líquido, sin gas en la parte superior. TUBO DISTRIBUIDOR DE CRUDO LIMPIO: Este tubo conecta al cabezal colector de crudo limpio con la salida de crudo ubicada cerca al fondo de la sección de inundación. 62

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SECCION DE TRATAMIENTO: Lugar donde ocurre el tratamiento final y la sedimentación de la emulsión.  DISPENSADOR DE FLUJO: Recibe la emulsión de la sección de inundación y la dispersa a lo largo de la sección de tratamiento para asegurar su distribución uniforme sobre las rejillas eléctricas.  REJILLAS ELECTRICAS: Son un par de rejillas hechas de varillas de acero. La más baja esta cargada eléctricamente, mientras que la más alta esta adherida a las paredes del tanque. Las rejillas están suspendidas en el casco del tanque con barras colgantes aisladas.  CABEZAL COLECTOR DE CRUDO LIMPIO: Este cabezal corre horizontalmente a través de la parte superior de la sección de tratamiento y es usado para desnatar el crudo limpio del tanque.

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DISPOSITIVOS DE OBSERVACIÓN, VIGILANCIA Y SEGURIDAD: Para operar con propiedad y seguridad, cada tratador esta equipado con dispositivos de observación y seguridad.  PARALLAMAS: Ubicados al frente de los hornos. Poseen una serie de vetas de aluminio, bien cerca la una de la otra, para que el calor generado por los hornos se disperse en el aire, y evitar que se forme un fuego en la parte exterior del tanque.  DEPURADOR DEL GAS COMBUSTIBLE: Previene que los líquidos lleguen hasta los incineradores con el gas combustible. Si el depurador se llena de líquido, se eleva un flotador que cierra la válvula la cual impide que el gas llegue a los incineradores, previniendo la posibilidad de un incendio. El depurador tiene una válvula de drenaje que debe ser abierta todos los días por el bombeador para drenar los líquidos que se hayan colectado allí.  VÁLVULA DE ALIVIO Y SEGURIDAD: La válvula de alivio y seguridad es un dispositivo de alivio que se abre para aliviar la presión excesiva dentro de un tanque o tubería. También se conoce con el nombre de válvula de seguridad con resorte o de disparo.  DISCO DE RUPTURA: Es un dispositivo a prueba de fallas que se revienta por sí mismo a una presión predeterminada. Esta predeterminación se establece usualmente a la máxima presión operante de seguridad del tratador, o por debajo de esta.  LAS MIRILLAS DE VIDRIO: No son dispositivos de seguridad por si mismas, pero contienen características de seguridad dentro de ellas. Es la mejor forma que permite, al bombeador, ver si el tratador esta 63

haciendo un buen trabajo. Si la mirilla se rompe, su dispositivo de seguridad provocara que una bola de acero se sitúe cerrando el flujo.  CONTROL DE BAJO NIVEL: Dispositivo de seguridad instalado en el tratador electrostático para asegurar que los tubos de fuegos estén siempre cubiertos de líquido. Está diseñado para interrumpir el incinerador si el nivel de líquido cae por debajo del nivel deseado. Cuando se cierran los incineradores, se impide que los tubos de fuego se recalienten lo cual crearía falla en los tubos de riegos de seguridad.  LUZ INDICADORA: Localizada en el transformador. Permanece encendida mientras las rejillas eléctricas están funcionando propiamente, a menos que el tratador pierda la energía.  VOLTÍMETRO: Mide el voltaje de la electricidad que entra al tratador. Su lectura debe ser de 220 a 440 voltios AC durante operaciones normales, dependiendo de la fuente de energía.  CORTACIRCUITO: Ubicado entre la fuente de energía y el transformador, protege al transformador de incrementos repentinos de energía.  AMPERÍMETRO: Algunos tratadores electrostáticos tienen un amperímetro para medir la potencia de la corriente eléctrica a través de las rejillas.

8. CONCLUSION Todos los equipos de Tratamiento de Crudo se diseñan, en base a las propiedades de los fluidos a tratar y a los para metros operativos que un tratamiento eficiente requiere. En general, durante el diseño no se considera la necesidad, el tipo y la concentración de los químicos que será necesario incorporar para coadyuvar (asistir) a la eficiencia de los procesos. El mayor inconveniente con el que tropieza el operador de la Planta de Tratamiento de Crudo es la variación temporal y espacial de la carga a la Planta de Tratamiento de Crudo. Generalmente, una vez puesta en marcha la Planta de Tratamiento de Crudo la variación de los fluidos (otros horizontes y diferentes fluidos), de los sistemas de producción / extracción y la llegada de químicos de tratamiento de pozos, atentan contra la normal operación de la Planta de Tratamiento de Crudo. Una vez diseñada, construida y montada no hay mucho margen para cambiar condiciones operativas, el primer gran inconveniente surge cuando se supera la capacidad de tratamiento de diseño (deben reducirse los tiempos de residencia). El segundo gran inconveniente es la irrupción de agua con la necesidad de manejar grandes % de la misma.

9. CYBERGRAFIA

Horno de Calentamiento. Definición. Descripción. Operación. Control. Manejo. Funcionamiento.http://www.revistas.unal.edu.co/index.php/dyna/article/viewFile/95 66/10157 Equipos de Tratamiento de Crudos Pesados. Calentadores. Tratadores. Tanques Lavadores. Free Water KnockOut. Tratadores Electrostaticos. Definición. Descripción. Manejo. Funcionamiento. Control. Operación. Leyes.

http://www.oilproduction.net/files/NOTATECNICA36.pdf

10. BIBLIOGRAFIA KEN ARNOLD, Surface Operation, pages. 151 – 154. ICP (Ecopetrol), Design of oil – Handling Systems and Facilities, Reviewed for the 1998 edition by Mary E. Thro of Paragon Engineering Services, Inc. ICP (Ecopetrol), Treating Oil Field Emulsions ICP (Ecopetrol), Oil Treating Manual P-3 ARNOLD, KEN. Surface Production Operations, Volume 1, Design of Oil-Handling Systems and Facilities. Gulf Publishing Company, Houston, Texas; 1986. “Principios

básicos de las emulsiones y las unidades de tratamiento electrostático”