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JUAN SEBASTIÁN OTÁLORA VARGASUD18229SCH26062

AIU CURRICULUM DESING – CHEMICAL PROCESS IN OIL

Student’s ProfileMy Life in Buenos Aires, Argentina

ATLANTIC INTERNATIONAL UNIVERSITYHONOLULU, HAWAI

WINTER 2012

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INDICE

1. INTRODUCCIÓN…………………………………………………………………………………………………………………..…….…………42. DESCRIPCIÓN Y ANÁLISIS GENERAL…………………………………………………………….……………………..……………….42.1 Emulsiones.……………………….………………………………………………………………….…………………………………..……….42.1.1 Definiciones y Abreviaturas……………………………………………………………………………………..………………………42.1.2 Formación de Emulsiones………………………………………………………………………………………………………………..42.1.3 Agentes Emulsionantes.…………………………………………………………………………………………………………………..62.1.4 Tipos de Emulsión.………………………………………………………………………………………………………………………..…72.1.5 Estabilidad de las Emulsiones.………………………………………………………………………………………………………….82.1.6 Envejecimiento de Emulsiones.……………………………………………………………………………………………………….92.2 Equipos de Separación del Gas.………………………………………………………………………………………………………..112.3 Separación Primaria de Agua y Equipos de Deshidratación.………………………………………………………………122.3.1 Optimización de Procesos de Deshidratación.……………………………………………………………………………….122.3.2 Desemulsionantes.……………………………………………….……………………………………………………………………….152.3.2.1. Desemulsificación…………………………………………………………….………………………………………………………..152.3.2.2 Floculación.……………………………………………………………………………………………………….……………………….152.3.2.3 Coalescencia o Coagulación…...…………………………………………………………………………………………………..162.3.2.4 Humectación de Sólidos.…………………………………………………………………………………………………………….172.3.2.5 Sinergismo.…………………………………………………………………………………………………………………………………182.3.2.6 Aplicaciones en Baja Temperatura.………………………………….…………………………………………………………183. ACTUALIZACIÓN, DISCUSIÓN Y RECOMENDACIÓN.…………………………………………………………………………..193.1. Metodología para Selección y Control de Calidad de Químicos.………………………………………………………193.1.1 Control de Calidad de las Partidas de Productos Químicos.……………………………………………………………203.1.2 Control de calidad de productos químicos.…………………………………...………………………………………………203.1.3 Estándares de Selección y Control de Calidad de Productos Químicos.……………….…………………………203.2 Tratamiento de Agua de Producción.……………………………………………………………………………………………….223.2.1 Sólidos Suspendidos..…………………………………………………………………………………………………………………….233.2.2 Microorganismos.…..............................................………………………………………………………………………….253.2.3 Gases Disueltos.…………………………………………………………………………………………………………………………….263.2.3.1 Eliminación mecánica de Gases Disueltos en Agua.…………………………………………………………………….263.2.3.2 Opciones para Eliminación de Gases Disueltos.…..……………………………………………………………………..263.2.3.3 Esquema torre de stripping .……………………………………………………………………………………………………….263.2.3.4 Eliminación Química del Oxigeno Disuelto.…………………………………………………………………………………283.2.3.5 Sólidos Disueltos.…………………………………………………………………………………………………………………….…283.3 Tecnologías en Tratamiento……….………………………………………………………………………………………………….…283.3.1 Teoría Básica de Separación.…………………………………………………………………………………………………………283.3.2 Tecnologías de Tratamiento de Aguas de Producción……………………………………………………………………293.3.3 Criterios de Selección de Tecnologías para Aguas de Producción…………………………………………………..293.3.4 Eliminación de Petróleo de Agua de Inyección. ………………………………………………………………………….…303.3.5 Eliminación Gravitacional de Sólidos Suspendidos…………………………………………………………………………313.3.6 Separación de Petróleo Residual del Agua de Producción.……………………………………………………….……313.3.6.1 Tecnologías de Separación de Restos de Petróleo en Agua. ………………………………………………….……31

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3.3.6.1.1 Desnatadores API……………………………………………………………………………………………………………….……323.3.6.1.2 Separación Gravitacional en Tanques.……………………………….……………………………………………….……323.3.6.1.3 Coalescedores de Placas..……………………………….……………………………………………….………………………333.3.6.1.4 Interceptor de Placas……………………………………………………………………………………………………………….343.3.6.1.5 Unidades de Flotación “Wemcos”….………………………………………………………………………………………..353.3.6.1.6 Hidrociclones.………………………………………………………………………………………………………………………….363.3.6.1.7 Centrifuga………………………………………………………………………………………………………..........................373.3.7 Eliminación de Sólidos por Filtración……………………………………………………………………………………………..373.3.7.1 Tipos de Filtros……………………………………………………………………………………………………………………………373.3.7.1.1 Filtro de Cascara de Nuez.…………………………………………………………………………………………………….…373.3.7.1.2 Filtro de Arena, Granate y Antracita………………………………………………………………………………………..383.3.7.1.3 Filtros Cartuchos……………………………………………………………………………………………………………………..393.3.8 Tecnologías más utilizadas..…………………………………………………………………………………………………………..403.3.8.1 Esquema típico del Proceso de Aguas de Producción. ……………………………………………………………….403.3.8.2 Productos Químicos para Tratamiento de Aguas de Producción..……………………………………………….414. CONCLUSIONES………..……………………………………………………………………………………………………………………...425. BIBLIOGRAFIA……………..…………………………………………………………………………………………………………………….42

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1. INTRODUCCIÓN.

La materia a desarrollar es “Chemical Process in Oil”, el mismo tiene los siguientes objetivos:

Identificar cuáles son los Procesos químicos que se presentan en instalaciones de superficie y en Plantas de petróleo y Agua.

Desarrollo de los Procesos en las diferentes operaciones unitarias de las Plantas de Petróleo y Agua.

2. DESCRIPCIÓN Y ANÁLISIS GENERAL.

2.1 Emulsiones.

2.1.1 Definiciones y Abreviaturas.

° API: Gravedad API del crudo. API: American Petroleum Institute. BS&W: Contenido de agua y sedimentos básicos. Incluye el agua, el sedimento y la emulsión

libres y se mide como porcentaje de la corriente de producción. Hidrofílico: Con aptitud para absorber agua. Hidrofóbico: Que no tiene atracción ni afinidad con el agua. HLB: Equilibrio lipofílico-hidrofílico. l/d: Litros/día. Lipofílico: Que tiene atracción hacia moléculas de carácter hidrofóbico. m3/d: Metros cúbicos por día. N: Nitrógeno. O: Oxígeno. O/W: Relación petróleo/agua. Ppm: Partes por millón, peso a peso. S: Azufre. Slop Oil: Crudo sucio con emulsión pesada y/o envejecida que requiere tratamiento por

separado. W/O: Relación agua/petróleo.

2.1.2 Formación de Emulsiones.

Emulsión se define como una mezcla de dos líquidos inmiscibles, uno permanece disperso en el otro en forma de gotas.

Las gotas fase interna y el líquido fase externa. Los emulsionantes separan las gotas de la fase continua. Las emulsiones que se forman en el campo, son de agua en petróleo pueden formase emulsiones “inversas” de petróleo en agua.

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La emulsión normal, tiene básicamente tres componentes:

• Agua (fase dispersa o fase interna). • Petróleo (fase externa o fase continua). • Agente emulsionante (estabilizante de la dispersión). Aparte de estos tres componentes, deben estar presentes también las siguientes condiciones: • Los dos líquidos deben ser insolubles e inmiscibles. • Debe existir suficiente agitación para dispersar el agua como gotas en el petróleo.

Los dos líquidos insolubles, la salmuera y el petróleo, están naturalmente presentes y la agitación existe en los sistemas de producción, debido al transporte de la mezcla líquida a través de los tubos capilares de la formación y a través de la tubería de producción, incluyendo altas fricciones en las bombas, que rompen el agua en gotas pequeñas.

Sin embargo, el agua pura y el petróleo puro nunca formarán una emulsión por más agitación que se aplique. Estos dos líquidos se repelen intensamente y por lo tanto, si están confinados en un mismo contenedor, rápidamente encontrarán un estado en el que se obtiene el menor contacto y/o menor área de interfase. Una gota de agua en una fase de petróleo, toma la forma que le otorga la menor área superficial, es decir, una esfera. La gota de agua se contrae para reducir su tamaño y por lo tanto su superficie; la medida de esta fuerza de contracción de la gota es llamada tensión superficial.

Las gotas de agua se unen entre sí formando gotas más grandes, con menor área superficial que la suma de las áreas superficiales individuales de las gotas más pequeñas.

Fig 2.1: Tensión Superficial

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Fig 2.2: Ejemplos de Tensión Superficial

2.1.3 Agentes Emulsionantes.

Para generar una emulsión estable, los agentes emulsionantes sólo necesitan estar presentes en cantidades de ppm. (400). Estos agentes vienen de la fase petróleo y de la fase acuosa como es el caso de incrustaciones o subproductos de la corrosión.

Los emulsionantes del petróleo incluyen resinas, arcillas, sedimentos, asfaltenos u otras moléculas orgánicas complejas que generalmente son productos aromáticos condensados que contienen cadenas saturadas del carbón, productos nafténicos y a veces heteroátomos (O, N, S).

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Los productos inorgánicos tales como sulfatos o carbonatos provenientes de las incrustaciones pueden también estabilizar una emulsión. Sulfuro de hierro y productos bacterianos también.

Todos estos agentes emulsionantes tienen una característica común y es que son esencialmente insolubles en agua y petróleo y se concentran en la interfase agua-petróleo debido a su carácter hidrofóbico con algún carácter hidrofílico limitado.

El emulsionante es un agente con superficie activa, el cual altera las características de la interfase agua-petróleo, donde se concentra y forma una barrera física a la unión de las gotas de agua, manteniéndolas flotando en el petróleo.

Las tres principales acciones de un agente emulsionante son:

• Reduce la tensión superficial. • Genera una barrera física. • Mantiene las gotas de agua en suspensión.

2.1.4 Tipos de Emulsión.

El tipo de emulsión que se encuentra generalmente en el campo se compone de gotas de salmuera suspendidas en petróleo crudo. Se llama una emulsión de tipo “regular” o “agua en petróleo”, donde el petróleo es la fase contínua.

En algunos pocos casos, aparecen emulsiones del tipo “inverso” o “petróleo en agua” donde la fase contínua es el agua (bba electro). Ambos tipos de emulsión pueden estar presentes en un mismo sistema.

Las condiciones necesarias para la formación de una emulsión “inversa”, incluyen:

• Porcentaje elevado de agua. • Bajo contenido de sales en agua. • Agente emulsionante presente en la fase acuosa.

Las cargas eléctricas juegan un rol importante en la estabilización de la emulsión “petróleo en agua”. Estas cargas pueden solamente mantenerse en aguas de baja conductividad, es decir con bajo contenido de sales. Con un incremento en el contenido de sales, este tipo de emulsión se torna menos estable.

El contenido de agua de los líquidos que vienen de un pozo de petróleo aumenta gradualmente durante la vida productiva del campo petrolífero y aún cuando el porcentaje de agua excede el 70 %, se forma la emulsión “agua en petróleo”, pero ahora ésta contiene agua libre que se separa rápidamente. La razón por la que este tipo de emulsión no se invierte con el contenido de agua creciente se relaciona probablemente con el agente emulsionante que es insoluble en agua (SxFe2) así como también con el nivel de agitación presente en el sistema.

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Los tipos normales de agentes emulsionantes encontrados en estos sistemas son moléculas complejas. Pueden ser solubles en el petróleo pero tienen bastante hidrofilicidad.

2.1.5 Estabilidad de las Emulsiones.

La estabilidad de las emulsiones agua en petróleo es causada por la formación de una barrera física alrededor de la gota del agua, que previene el acercamiento y la fusión con otras gotas.

El tamaño de las gotas dispersas es una medida de la estabilidad de la emulsión y generalmente queda determinado por el tipo y severidad de la agitación. Las emulsiones estables contienen todos los tamaños de gotas pero el porcentaje de gotas grandes es muy pequeño.

La presencia de sólidos en la interfase puede estabilizar una emulsión (Fig. 3). Estos sólidos pueden venir de las fuentes tales como el petróleo crudo (cera, parafina), los subproductos de la corrosión (sulfuro ferroso), incrustaciones (sulfatos, carbonatos) o los residuos de las bacterias.

La tensión superficial, la temperatura, las cargas eléctricas son propiedades y particularidades que también estabilizan emulsiones. pH, tiempos de inmovilidad, diferencia de densidad también.

Fig 2.3: Interfase Agua - Petróleo

El tamaño de la gota de agua también desempeña un papel en la estabilidad de la emulsión. Según la ley de Stokes, el índice de caída de la gota de agua se relaciona con el cuadrado de su diámetro. Así cuanto más grande es la gota, menos estable la emulsión.

En general, la estabilidad de una emulsión estará determinada por las siguientes variables:

• Viscosidad del petróleo. • Agitación. • Tiempo. • Fuerza del agente emulsionante.

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La viscosidad de la fase externa o fase petróleo juega un rol dual. En un petróleo de alta viscosidad (alta resistencia al flujo), una determinada agitación no romperá la fase acuosa en gotas tan numerosas o finas como en el caso de un petróleo de baja viscosidad. Por otro lado, el petróleo de alta viscosidad es capaz de mantener grandes gotas de agua dispersas en suspensión con alta resistencia a la decantación.

Los crudos más pesados retardan el movimiento de las partículas emulsionantes a la interfase. Puede decirse, en forma general, que los crudos de alta viscosidad forman emulsiones menos estables en término de gran cantidad de gotas pequeñas pero que en contraste resultan muy difíciles de resolver.

El tipo y las características del agente emulsionante, afectará drásticamente la estabilidad de una emulsión. Hay una variación considerable en la actividad relativa de estos agentes bajo diferentes condiciones. Esta actividad está relacionada con dos funciones generales: velocidad de migración a la interfase y performance en la interfase.

Cuando el agua y el petróleo se mezclan, el agente emulsionante se distribuirá primeramente a través del petróleo y la emulsión será relativamente inestable. Con el tiempo, el agente migra a la interfase agua-petróleo debido a sus características de superficie activa, esta migración produce un film espeso y duro alrededor de la gota, resultando en una emulsión nueva o fresca. Como los componentes de los agentes emulsionantes tienen distintas propiedades, el tiempo requerido para la migración variará de emulsión en emulsión.

Fig 2.4: Determinación de Agua, Sedimentos y Sólidos

2.1.6 Envejecimiento de Emulsiones.

Las emulsiones envejecerán si están en reposo por un tiempo, esto significa que las características y las propiedades fundamentales de la emulsión cambiarán.

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Este envejecimiento es causado por varios factores:

• Oxidación de los productos químicos en el petróleo que generan surfactantes nuevos o cambian las características de los surfactantes existentes; luego se mueven a la superficie de la gota de agua y afectan la barrera. La presencia del átomo de oxígeno en la molécula puede causar estabilidad de la emulsión vía la vinculación del hidrógeno.

• La barrera del surfactante alrededor de la gota de agua se puede reforzar por la adsorción de otros productos químicos.

El efecto del envejecimiento de las emulsiones sobre la desemulsificación de una muestra de petróleo variará, desde necesitar una cantidad importante de desemulsionante para romper la emulsión hasta requerir de un producto químico totalmente diverso para desemulsionar con eficacia.

El envejecimiento de las muestras de petróleo es un tema discutido en la industria. El mejor consejo es evitar muestras envejecidas, pues los resultados obtenidos de estas muestras no son confiables.

Las emulsiones se forman en el proceso de producción del pozo y en las instalaciones de superficie debido al cizallamiento, por lo que es recomendable eliminar la turbulencia y remover el agua del crudo lo más pronto posible. Algunos recomiendan inyectar el surfactante a fondo de pozo para prevenir la formación de la emulsión. Las recomendaciones anteriores no siempre son posibles lograrlas, por lo que en muchos casos es necesario prepararse para el rompimiento de la emulsión inevitablemente formada.

La mejor forma de deshidratar es evitar que se produzca la emulsión o por lo menos reducir al máximo las condiciones que favorezcan la emulsificación, a saber la producción conjunta de varios fluidos y la agitación.Actualmente, el 90 % de las técnicas utilizadas para la extracción de petróleo crudo generan o agravan los problemas de emulsión. Los químicos usados en las fracturas de la formación, estimulaciones de pozos, inhibición de corrosión, etc., frecuentemente causan problemas de emulsión muy severos, por lo que existen también métodos para romperlas, tales como el calentamiento, aditivos químicos, tratamiento eléctrico y asentamiento.

En los casos de bajo contenido de agua (< 10%) resulta ventajoso añadir agua en fondo de pozo antes que se produzca la emulsión porque así la emulsión formada será menos estable (el tamaño de gotas aumenta y se favorece la coalescencia).

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Fig 2.5: Puntos donde se forman Emulsiones en el Sistema de Petróleo

2.2 Equipos de Separación del Gas.

Entre los equipos que se utilizan para separación de Gas/liquido tenemos los siguientes:

Fig 2.6: Separador de Gas/Liquido

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Fig 2.7: Separador Horizontal Desgasificador

2.3 Separación Primaria de Agua y Equipos de Deshidratación.

2.3.1 Optimización de Procesos de Deshidratación.Dentro de los equipos de Procesos tenemos los siguientes:

Tabla 2.1: Equipos de ProcesosEquipo Aplicación ComentariosSeparadores FWKO Crudos con alto contenido en agua y de

fácil separación. Rendimiento típico:5-10 % agua crudos ligero (Sp Gv < .85)10-20% agua crudos pesados

No se suele conseguir la especificación, por la que se requiere equipos de separación adicionales aguas abajo

Separadores Deshidratadores

Crudos con bajo corte de agua (50-70 %). Típicamente se consigue un crudo deshidratado con un corte de agua de 1-5%.

Se suelen ubicar aguas debajo de un separador(s) FWKO.

Tratadores-calentadores

A considerar para tratar emulsiones difíciles o crudos muy viscosos.

Su selección se suele basar en criterios económicos frente a los equipos sin aporte de calor.

Tanques lavadores Crudos con alto corte de agua Los internos deben diseñarse adecuadamente para evitar canalizaciones internas del fluido.

Separadores electrostáticos

A considerar cuando se requiere un grado de deshidratación muy alto (corte agua < < 0.5% vol.

Equipo más sofisticado con potenciales problemas de cortocircuito.

Fig 2.8: FWKO

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Fig 2.9: Tanque Cortador

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Fig 2.10: Tratamiento Térmico - Hornos

Fig 2.11: Deshidratador Electrostático

2.3.2 Desemulsionantes.

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2.3.2.1. Desemulsificación.

La desemulsificación ocurre como una combinación de factores: productos químicos, equipos, tiempo de retención y temperatura. El factor principal es probablemente el producto químico, porque puede ser formulado para suplir algunos de los otros elementos, por ejemplo cuando el tiempo de retención es corto, como en las plataformas marítimas, o cuando la temperatura de petróleo es baja, como en el caso de tuberías debajo del agua o en climas fríos.

Si bien la desemulsificación sigue siendo uno de los procesos de los surfactantes menos comprendido, se acepta que la misma se realiza mediante un proceso de cuatro fases:

• Fuerte atracción a la interfase petróleo-agua. • Floculación. • Coalescencia. • Humectación de sólidos.

Los desemulsionantes son similares en naturaleza a los emulsionantes, son agentes que poseen superficies activas con ciertas propiedades que los hacen efectivos en la interrupción del efecto emulsionante. La acción ocurre en la interfase petróleo-agua tal que el desemulsionante debe llegar hasta allí para hacer su trabajo. Cuanto más rápido alcanza la interfase, mejor trabajo realizará.

Un buen desemulsionante debe tener la habilidad de migrar rápidamente a través de la fase petróleo y también debe ser capaz de competir satisfactoriamente con los agentes emulsionantes para ubicarse en la interfase.

Una vez que el desemulsionante ha tomado una buena posición en la interfase, procederá la siguiente etapa: floculación.

2.3.2.2 Floculación.

La floculación se produce por la reunión de partículas similares, normalmente en un líquido; es un proceso reversible, por lo que la agitación causará nuevamente la dispersión de las partículas. La presencia del desemulsionante en la interfase, con su carácter hidrofílico relativamente grande comparado al emulsionante que es principalmente hidrofóbico, parece neutralizar la repulsión o la no agregación de las gotas de agua entre sí.

El desemulsionante promueve la formación de los agregados de las gotas lo que se denomina floculación. En el ensayo de botella, la floculación se observa por el aspecto de la capa superior de petróleo limpio y constituye una información relacionada al funcionamiento de la base desemulsionante.

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La característica del desemulsionante de producir la unión de gotas no interrumpe la continuidad del film emulsionante sino que se adiciona a él. Si el emulsionante tiene cierta debilidad, esta fuerza de floculación puede ser suficiente para causar completa resolución de la emulsión.

La floculación ocurre fácilmente cuando el contenido de agua de la emulsión es alto, cuando la temperatura es alta y cuando el petróleo tiene una viscosidad baja. Si no ocurre la floculación, las gotas de agua de una emulsión que se está rompiendo, son muy pequeñas y la separación del agua durará demasiado tiempo para ser práctica en la mayoría de las operaciones de extracción del petróleo.

2.3.2.3 Coalescencia o Coagulación.

Un buen desemulsionante no sólo debe ser capaz de flocular las partículas de agua sino también ser capaz de interrumpir el film que las rodea y permitir que las gotas se unan. Tal interrupción remueve las barreras o abre las puertas, las partículas están todas próximas debido a la floculación y el proceso resulta en un rápido crecimiento del tamaño de la gota de agua y una rápida separación de agua.

La coalescencia es el debilitamiento y ruptura de la capa que estabiliza la emulsión seguida por la combinación de las gotas de agua para formar las gotas grandes que bajan rápidamente a través del petróleo. El desemulsionante que se fijó por adsorción sobre la superficie de la capa de barrera, puede debilitar la interfase en un área particular, absorbiendo el emulsionante original. Esto puede explicar porqué algunos desenmulsionantes necesitan adiciones múltiples en el sistema de tratamiento; es debido a que se saturan con los emulsionantes en el petróleo. El desemulsionante puede también incorporarse a la interfase substituyendo, no absorbiendo, el emulsionante mas hidrofóbico, que puede ser solubilizado o dispersado en la fase petróleo. Al desaparecer este agente, que estabiliza la emulsión, es posible que las gotas de agua se combinen y luego se separen rápidamente como gotas más grandes.

Si el agente que se estabiliza es un sólido, el desemulsionante puede fijarse por adsorción sobre su superficie y lo lleva a ser hidrofílico y así eliminarlo de la interfase, moviéndose a la fase acuosa. Por esta razón, los surfactantes aniónicos se utilizan a veces como agentes humectantes en mezclas desemulsionantes. Los estudios han demostrado que puede ocurrir que se enturbie y rompa la capa que se estabiliza. La estabilidad de películas finas se relaciona con su resistencia a la dilatación y la formación de los gradientes superficiales. Una película elástica sería más estable que una de elasticidad baja.

Fig 2.12: Etapas

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2.3.2.4 Humectación de Sólidos.

En la mayoría de los crudos, existen algunos sólidos como arcilla, sedimentos, lodo de perforación, parafinas, etc., que complican el proceso de desemulsificación porque los mismos tienden a agruparse en la interfase y contribuyen significativamente a la estabilidad de la emulsión.

A menudo, tales sólidos constituyen el material estabilizante primario y su remoción es necesaria para alcanzar un tratamiento satisfactorio. Para removerlos de la interfase, estos sólidos pueden ser dispersados en el petróleo o ser humectados con agua y pasar a esta fase. Si los sólidos son dispersados en el petróleo, permanecerán como un contaminante en el mismo.

Generalmente se prefiere remover los sólidos con el agua. Parafina y otros sólidos orgánicos constituyen una excepción, ya que éstos pueden ser recuperados en el proceso de refinación tal que es deseable mantenerlos dispersados en el petróleo para su transporte a la refinería.

El mismo tipo de acción se utiliza tanto para sólidos humectados en agua o petróleo, sólo el químico en sí mismo es diferente. En ambos casos, el químico tiene una terminal que atrae con fuerza al sólido y forma un recubrimiento sobre él. La otra terminal tiene una fuerte atracción por el agua o el petróleo y llevará la partícula hacia una u otra fase. Es muy raro que una estructura química simple produzca las cuatro acciones primarias de un desemulsionante. Generalmente dos o más estructuras se mezclan para producir un compuesto el cual otorga la combinación necesaria de acciones.

Si bien es cierto que relativamente pocos compuestos son capaces de tratar casi todas las emulsiones encontradas en los campos de petróleo, tomará bastante esfuerzo hacer un buen trabajo sobre cada una de la gran variedad de emulsiones producidas.

En formaciones que contienen aguas con alta concentración salina, puede ser necesario lavar el crudo con agua de bajo contenido salino. Mientras el desemulsionante puede ser muy efectivo en todos los aspectos antes mencionados, cantidades mínimas o aún trazas de agua pueden contener suficientes cloruros como para exceder el máximo contenido salino permisible de crudo deshidratado.

La eficiencia de remoción de sales durante la etapa de lavado dependerá de: • La efectividad del desemulsionante. • La cantidad de agua de lavado utilizada. • El tipo de agua de lavado utilizada. • La eficiencia de mezclado. • El contenido de agua antes y después del lavado.

El desemulsionante debe ser efectivo en romper cualquier emulsión remanente en el crudo y en prevenir o romper rápidamente cualquier emulsión cuando el agua adicionada pasa a través de la válvula de mezclado con el crudo.

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La cantidad y tipo de agua de lavado tendrá una relación directa con la eficiencia del proceso de desalado. Normalmente se utiliza 5 % de agua de lavado pero la cantidad óptima variará dependiendo de la salinidad inicial del crudo y del agua, de la eficiencia de mezclado y proceso de deshidratación y de la especificación para el crudo.

Todavía en la actualidad, el tema de cómo trabajan los desemulsionantes está abierto a nuevas sugerencias y/o interpretaciones. Hay un gran número de fenómenos superficiales complejos que hacen difícil predecir el mejor producto químico para alcanzar la desemulsificación óptima.

2.3.2.5 Sinergismo.Una emulsión puede ser compleja y requerir de una variedad de desemulsionantes y mecanismos para romperla.

No debe sorprender que un solo producto químico no pueda resolver normalmente una emulsión en dos fases: petróleo limpio y agua limpia. Normalmente un producto químico puede realizar satisfactoriamente solamente una función, tal como la floculación, pero no la coagulación o viceversa.

Así, cuando dos productos químicos con diversas capacidades de desempeño se ensayan independientemente, el resultado individual de cada uno podría ser muy pobre. Sin embargo, cuando se prueban juntos, sus funcionamientos podrían complementarse y dar una buena resolución de la emulsión.

Esta determinación del sinergismo entre diversas bases es una medida de la habilidad del operador que realiza el ensayo de la botella.

2.3.2.6 Aplicaciones en Baja Temperatura.

Si el petróleo que es tratado tiene baja temperatura, esto desalienta la floculación y la fusión. Las bajas temperaturas causan un aumento en la viscosidad de la emulsión.

Para superar estas desventajas existen varias opciones:

• Elegir un desemulsionante más eficaz, evaluando las bases químicas en el ensayo de la botella, a la temperatura más baja.

• Inyectar el desemulsionante en fondo de pozo para alcanzar un mayor tiempo de contacto a la temperatura máxima disponible en el sistema.

• Agregar un calentador al sistema de tratamiento para elevar la temperatura y/o mejorar la aislación de las tuberías.

De estas opciones, la más fácil, económica y confiable es posiblemente la primera. Esto exige un ensayo de botella cuidadoso, basado en la temperatura más baja encontrada en el sistema. El mejor desemulsionante será el que pueda tratar la emulsión suficientemente fría, para facilitar el flujo de la mezcla fluida en la tubería.

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Fig 2.13: Kit de Químicos y Bombas de dosificación

3. ACTUALIZACIÓN, DISCUSIÓN Y RECOMENDACIÓN.

3.1. Metodología para Selección y Control de Calidad de Químicos.

Para cada tipo de producto químico se establecen:

Propiedades mínimas requeridas (solubilidad, pH, densidad, viscosidad, estabilidad térmica superior e inferior, eficiencia, compatibilidad con otros químicos y con el medio ambiente, etc.).

Criterios utilizados para la aprobación (performance mínima). Normas y/o ensayos de medición que aplican para la selección. En base a las pruebas de laboratorio y/o campo, se define el volumen inicial de producto químico

necesario para cada aplicación, para cumplir con la eficiencia especificada. Estos valores podrán ser incluidos en la propuesta técnica.

Se calculan las dosis equivalentes de cada producto para lograr la eficiencia mínima especificada, para cada aplicación.

Se establece un protocolo de selección con los datos reportados

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Se establece un factor de eficiencia relativa Selección en base a performance técnico-económica Selección de productos considerando la performance técnico - económica Factor de eficiencia relativa: permite realizar una evaluación económica de los productos, en

condiciones de igualdad de eficiencia. Para el cálculo es necesario determinar la concentración mínima efectiva de cada uno de los

inhibidores para obtener una eficiencia de inhibición especificada. El producto que necesita menor dosis para lograr la eficiencia establecida, tendrá factor = 1. Para

el resto de los productos, los factores se obtienen determinando las relaciones de “dosis mínimas efectivas”

3.1.1 Control de Calidad de las Partidas de Productos Químicos.

La muestra correspondiente al producto químico seleccionado se caracterizará mediante la determinación de sus propiedades físico-químicas, que quedarán asociadas al mismo:

Tipo y contenido de materia activa Espectro Infrarrojo (huella digital del PQ) Índice de refracción Materia activa no evaporable pH Densidad Solubilidad/dispersabilidad, tendencia a emulsionar Viscosidad Aspecto

3.1.2 Control de calidad de productos químicos.

El producto seleccionado así caracterizado se tomará como patrón de comparación. Las partidas sucesivas de producto químico a utilizar en campo serán contrastadas con los valores

determinados para el patrón. La implementación de un programa de control de calidad asegurará que los químicos utilizados

en campo tengan consistencia con los que fueron testeados y seleccionados.

3.1.3 Estándares de Selección y Control de Calidad de Productos Químicos.

Inhibidores de corrosión Inhibidores de incrustación Bactericidas Desemulsionantes Secuestrantes de oxígeno Reductores de fricción Inhibidores, dispersantes y solventes de parafinas Secuestrantes de H2S

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Fig 3.1: Planta con Puntos de Dosificación de Químicos

Tabla 3.1: Información de Químicos en PlantaTratamiento Tipo de PQ Denominació

n ComercialPunto de dosificaci

ón

Sistema de Dosificació

n

Concentración [ppm]

Dosificación [l/día]

Desemulsionante

Soluble en Hidrocarburo

DBN5682 Entrada a PTC

Continua 20 21

Inhibidor de Parafinas

Solvente formulado

IPB71 Entrada a PTC

Continua 85 90

Inhibidor de Incrustaciones

Fosfatos orgánicos

IC890 Entrada a PTC

Continua 10 5

Bactericida Oxidante químico

BX225 Entrad a FW.KO

Continua 20 9

Inhibidor de Corrosión

Orgánico nitrogenado, soluble H2O

CY802 Cabecera

Acueducto

Continua 40 18

3.2 Tratamiento de Agua de Producción.

TK Despacho TK Lavador TK

Desemulsionante DBN5682

Inhibidor de Parafinas

IPB71

Bactericida BX225

Inhibidor de Corrosión

CY802

Inhibidor de Incrustaciones

IC890

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En el caso de tratamiento de agua de producción, los mismos contienen bacterias con distintos tipos de comportamiento, para los cuales se utilizan los biocidas con el fin de eliminar y controlar el crecimiento bacteriano.

Los biocidas deben seleccionarse de acuerdo al siguiente criterio:

Eficiencia: Debe tener habilidad para matar bacterias planctónicas y sésiles, para ello debe requerirse una mínima concentración y tiempo de contacto.

Economía: Sobre la base costo/litro y costo/m2 y costo/año.

Seguridad en el manejo: Compatibilidad con los fluidos del sistema: Solubilidad, coeficiente de partición, pH, presencia de H2S, dureza, temperatura, iones metálicos y sulfatos, STD.

Compatibilidad con otros químicos: Secuestrantes de oxígeno, inhibidores de corrosión e incrustaciones, desemulsionantes, etc.

Manipuleo: Corrosividad sobre metales y elastómeros, estabilidad térmica y punto de congelación.

Los tipos de biocidas más empleados en el tratamiento de aguas de inyección y las ventajas y desventajas de su uso se describen en la Tabla 4.

Tabla 3.2: Técnicas de Monitoreo Bacteriano

Tipos Ventajas Desventajas

1.- Oxidantes Activos en amplio espectro, económicos (cloro).

Inefectivos en biofilms

Cloro - Bromo

Dióxido de Cloro Sensible al pH, buen oxidante de Tóxicos y costososBiomasa, tolera materia orgánica, hierro.

2.- No OxidantesAldehídos Activos en amplio espectro, Se des activa con aminasGlutaraldehido sulfuros, no iónico = compatible, primarias y secuestrantes de(pentanodio 1) STD y dureza. Oxigeno.

Acroleína Amplio espectro, penetra depósitos y

Difícil manipuleo. Reactivo(2 propena1) disuelve sulfuroso c/sec. Oxígeno. Altamente

tóxico.

Aminas Amplio espectro, persistencia, Inactividad por aguas

Cuaternarias propiedades surfactantes. Salinas, espuman.

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Aminas Amplio espectro, algo inhibidores, Incompatibles e/prod.

Diaminas efectivos sulfuros, surfactantes. aniónicos, sensible altas STDCompuestos de AzufreIsotiazolona Amplio espectro, compatible agua

salina,Incompatibles con

buena actividad antisésil.Sulfuros.

Carbamatos Efectivos c/SRB Requieren altasconcentracionesReaccionan e/metales

Sales de Fosfonio Amplio espectro, baja toxicidad,

Cuaternarias no afectado por S=.

El tratamiento de aguas involucra el monitoreo de ciertos parámetros operativos, muchos de los cuales son análisis del agua vinculados con la eficiencia de los productos químicos de tratamiento.

Algunos análisis pueden ser efectuados con métodos portátiles y otros, como el caso que trataremos pueden presentar un espectro muy grande de posibilidades.

3.2.1 Sólidos Suspendidos.

Representan el factor clave en la reducción gradual de inyectividad de los pozos.

Los sólidos suspendidos comunes en aguas de producción son de dos tipos

Orgánicos: originados en algas y bacterias. Inorgánicos: constituidos por pequeñas partículas de arcillas o arenas y los derivados de

precipitación de incrustaciones, sulfuros de hierro o productos de corrosión.

La severidad del taponamiento y el nivel del daño estará controlado por:

Concentración de sólidos suspendidos. Tamaño de los sólidos suspendidos. Caudal de inyección de sólidos suspendidos. Distribución del tamaño de poros del reservorio receptor.

Regla práctica: eliminar partículas mayores que 1/3 del promedio de diámetros de gargantas porales. (Estimado en micrones como la raíz cuadrada de la permeabilidad, en md., del reservorio).

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Fig 3.2: Representación Esquemática del daño a formación por Sólidos Suspendidos en el agua inyectada

Fig 3.3: Daños por Sólidos Suspendidos en aguas de Inyección

Entre los problemas asociados a los sólidos suspendidos y petróleo disperso en el agua de inyección tenemos:

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Tabla 3.3: Técnicas de Monitoreo

DONDE AFECTAN COMO AFECTAN

Perfil de Inyección Incrementan la presión de inyecciónDisminuyen caudales de inyección

Eficiencia del BarrioIncrementan los cortes de agua por canalizaciones del agua inyectada y el“bypass” del petróleo.

Workovers Incrementan las frecuencias de IntervencionesEn los pozos inyectores

Instalaciones de superficie y subsuelo

Incerementan las frecuencias de fallas por corrosión derivada de los crecimientos y desarrollos bacteriológicos

Bombas de inyecciónIncrementan gastos de energía y mantenimiento por aumento de presiones de inyección

Producción Disminuyen la producción real respecto a la esperada del proyecto.

3.2.2 Microorganismos.

Tres clases de microorganismos se encuentran en aguas de producción.

Algas. Hongos. Bacterias.

Las bacterias son las más problemáticas y sus tamaños van desde 0.2 a 10 micrones. Se controlan utilizando biocida o se eliminan por filtración.

La presencia de bacterias en aguas de inyección conducen a:

Corrosión en las instalaciones de superficie y subsuelo. Incrementan los sólidos suspendidos en el agua. Estabilización de emulsiones por el (FeS) resultante de la actividad BSR. Taponamientos de filtros. Taponamientos de la roca y una vez establecidas, agriamiento del Reservorio.

3.2.3 Gases Disueltos.Los gases disueltos encontrados en aguas de producción son:

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Sulfuro de hidrógeno. Dióxido de carbono. Oxígeno.( No proviene naturalmente del reservorio)

Los tres compuestos aceleran los procesos corrosivos.

El oxígeno puede eliminarse a través de secuestrantes químicos o mecánicamente en torres despojadoras del oxigeno.

El Sulfuro de hidrógeno puede eliminarse a través de secuestrantes químicos o por compuestos oxidantes (Dióxido de cloro, hipocloritos).

El Dióxido de carbono puede eliminarse por stripping con un gas inerte (tipo Nitrógeno) pero los costos exceden los beneficios.

3.2.3.1 Eliminación mecánica de Gases Disueltos en Agua.

Ley de Dalton:La presión total ejercida por la mezcla de un gas es igual a la suma de las presiones individuales ejercidas por cada componente de la mezcla. PT = P1 + .....+Pn P1 = PT x Fracción Molar del gas 1 en la mezcla. LEY DE HENRY : Cg= k P Cg = concentración del gas en Líquido. K = constante. P = Presión del gas sobre el líquido.(o presión parcial si es gas mezcla ) 3.2.3.2 Opciones para Eliminación de Gases Disueltos.

Entre las opciones para eliminar Gases Disueltos tenemos lo siguiente:• Disminuir la concentración del gas de interés en la atmósfera de gas en contacto con el líquido.• Disminuir la presión del gas de interés en la atmósfera de gas en contacto con el líquido.

3.2.3.3 Esquema torre de stripping.

A continuación se muestra la torre de stripping para eliminar el oxigeno disuelto en agua.

Fig 3.4: Torre de Stripping

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A continuación se muestra un esquema de la torre de vacio para eliminar el oxigeno disuelto en agua.

Fig 3.5: Torre de Vacio

3.2.3.4 Eliminación Química del Oxigeno Disuelto.

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Ecuaciones de Eliminación Química del Oxigeno Disuelto, Secuestrantes de Oxigeno.

Sulfito de Sodio (Na2SO3), con Catalizador.2 Na2SO3 + O2 ---------------- 2 Na2SO4Se requieren 8 ppm en peso de Na2SO3 para remover 1 ppm de O2

Sulfito de Amonio (NH4HSO3), con CatalizadorNH4HSO3 + ½ O2 ---------------- HNH4SO4Se requieren 6.2 mg / mg O2.

Bióxido de Azufre (SO2), con CatalizadorSO2 + H2O ------------------ Na2SO3Na2SO3 + ½ O2 --------------- H2SO4Se requieren 4 ppm en peso de SO2 para remover 1 ppm de O2

Hidrazina (N2H4)N2H4 + O2 -------------- N2 + H2OSe requiere 1 ppm en peso de N2H4 para remover 1 ppm de O2.

3.2.3.5 Sólidos Disueltos.

Todas las aguas de producción contienen sólidos disueltos y en amplio rango de concentraciones según el reservorio.

Son el principal factor que determinará la tendencia del agua a precipitar incrustaciones.

Los elementos comunes en aguas de producción son:

• Cationes (Sodio, Potasio, Calcio, Magnesio, Bario, Estroncio, hierro) • Aniones (Bicarbonatos, Carbonatos, Cloruros, Sulfatos)

Los análisis de agua se harán regularmente y constituyen una de las herramientas de monitoreos del proceso de inyección de agua.

3.3 Tecnologías en Tratamiento

3.3.1 Teoría Básica de Separación.

La eliminación de petróleo, grasas y sólidos del agua de producción puede lograrse a través de tecnologías ya bien desarrolladas y aceptadas.

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La elección de la tecnología dependerá de la calidad, características y condiciones de la mezcla particular de petróleo-agua.

La mayoría de las tecnologías utilizadas en el tratamiento de separación están basadas en la diferencia de densidades y la velocidad de separación, está determinada por la ley de Stokes que establece la proporcionalidad de la velocidad de decantación con el cuadrado del diámetro de las partículas o gotas.

El tamaño de las partículas es el factor más importante en el diseño del separador. Las tecnologías corrientes manipulan esta variable por incremento de los tiempos de residencia o por el uso de productos químicos específicos.

3.3.2 Tecnologías de Tratamiento de Aguas de Producción.

Dentro de las tecnologías asociadas de aguas de producción tenemos los siguientes:

• Free Water Knockout • Skimmer y Separadores API.• Coalescedores.( De placas paralelas – electrostáticos.)• Celdas de flotación.• Filtración (Lecho profundo y Multimedios.)• Hidro-ciclones.• Centrífugas.

3.3.3 Criterios de Selección de Tecnologías para Aguas de Producción.

El ranking de opciones tecnológicas para obtener una calidad de agua pre-establecida y el criterio de selección de las mismas, se basa en la comparación de los siguientes factores:

• Costo de operación & mantenimiento.• Facilidad de operación & mantenimiento. • Costo de Capital.• Ciclo de vida del proyecto. • Performance de los equipos. • Flexibilidad (capacidad de manejar rangos amplios de fluctuaciones en caudales y calidad en el

agua de ingreso al tratamiento.)

“El desafío en la operación de yacimientos maduros radica en manejar grandes volúmenes de agua producida al menor costo posible.”

Fig 3.6: Tratamiento y Disposición de Aguas de Producción

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Fig 3.7: Separadores de Agua Libre FWKO

3.3.4 Eliminación de Petróleo de Agua de Inyección.

La eficiencia en la eliminación de las gotas de petróleo, depende de los siguientes factores:

Salinidad del agua producida. Estabilidad de la gota de petróleo. Tamaño de las gotas de petróleo. Aditivos químicos utilizados como facilitadores de eliminación por floculación o coagulación. Temperatura y viscosidad.

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Un número reducido de tecnologías pueden separar gotas menores a los 10mμ. Cuanto más estable es la suspensión de las gotas, menor será la eficiencia de la separación.

Los principales factores que favorecen la estabilidad son:

La presencia de sustancias surfactantes. Pequeños diámetros de las gotas ( o partículas). La baja concentración de los elementos suspendidos. Una diferencia pequeña entre las densidades de las fases a separar.

3.3.5 Eliminación Gravitacional de Sólidos Suspendidos.

El primer objetivo en el tratamiento del agua para eliminar los sólidos es maximizar la velocidad de decantación, cuanto más alta es esta velocidad más fácil será la eliminación de sólidos desde el agua de producción.

La velocidad vertical de decantación puede incrementarse por:

Incremento del tamaño de las partículas ( uso de químicos). Disminución de la viscosidad del agua (operando a la mayor temperatura). Incremento de la fuerza gravitacional sobre el fluido ( por movimiento centrífugo).

El número de etapas requeridas para la eliminación de sólidos dependerá del tipo de sólidos, de la distribución de tamaños, de la concentración de sólidos y del grado de eliminación que se requiera.

3.3.6 Separación de Petróleo Residual del Agua de Producción.

3.3.6.1 Tecnologías de Separación de Restos de Petróleo en Agua.

Los métodos convencionales para la eliminación de hidrocarburos del agua de producción Incluyen el uso de equipos como:

Piletas API. Separación gravitacional en tanques Desnatadores – Skimmers. Coalescedor: Placas Planas Paralelas - Placas Corrugadas Paralelas: CPI - Coalescedor Electrostático. Celdas de Flotación: De Gas Inducido (IGF). De Gas Disperso (DGF) Hidrociclones. Centrífugas.

3.3.6.1.1 Desnatadores API.

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Las piletas API separan por gravedad y se diseñan utilizando la ley de Stokes para definir la velocidad de ascenso de las gotas de petróleo en base a su densidad y tamaño. El diseño se basa en la diferencia entre las gravedades específicas del petróleo y el agua de producción debido a que esta diferencia es mucho más pequeña que la existente entre el la de los sólidos suspendidos y el agua.

Los sólidos decantarán como sedimentos al fondo de la pileta y el petróleo será el sobrenadante del separador, quedando entre ambas capas el agua a enviar a posterior tratamiento. El petróleo sobrenadante es recuperado y reprocesado y la capa de sedimentos del fondo se extrae por sistemas de barrido de fondo y luego tratados.

Fig 3.8: Esquema Típico Desnatadores API

3.3.6.1.2 Separación Gravitacional en Tanques.

Los tanques skimmer representan la más antigua tecnología de separación gravitacional del petróleo en aguas de producción.

Su funcionamiento se basa el diferencia de densidades entre agua y petróleo, consecuentemente requiere de tiempos de retención importantes.

Son más ineficientes para petróleos pesados o emulsiones duras. Para una buena separación requieren de tiempos de retención altos.

Fig 3.9: Tanque Desnatador – Skimmer

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3.3.6.1.3 Coalescedores de Placas.

Las unidades coalescedoras proveen una superficie sólida que contacta pequeñas gotas de petróleo que coalescen en una película continua que al incrementar de espesor produce el desprendimiento gotas de mayor diámetro y fácil separación.

Los coalescedores más comunes que separan por gravedad son los Interceptores de placas paralelas, existiendo dos tipos:

a) De placas planas paralelas, inclinadas un ángulo de 45°.b) De placas corrugadas paralelas, que constan de pack de placas inclinadas 45°.

Fig 3.10: Coalescedores de Placas Paralelas

3.3.6.1.4 Interceptor de Placas.

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Los Interceptores de Placas se utilizan para eliminar el grueso del petróleo y sólidos suspendidos en agua. Los tiempos de residencia son cortos y por lo que se prefieren a tanques skimmer en áreas donde el espacio es crítico.

Separan gotas de petróleo mayores a 50 micrones y el ángulo del pack de placas dependerá del contenido en sólidos del agua a tratar. Pierden eficiencia ante fluctuaciones repentinas del caudal de ingreso en presencia de crudos parafínicos o altos sólidos sufren bloqueos de placas.

Fig 3.11: Interceptor de Placas Corrugadas Inclinadas

La coalescencia se produce muy rápido en condiciones de flujo turbulento y por exposición de la emulsión a un intenso campo electrostático. Operan en un amplio rango (1% to >25%), de cortes de agua.

Fig 3.12: Interceptor de Placas Corrugadas Inclinadas

3.3.6.1.5 Unidades de Flotación “Wemcos”.

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En el caso de las Unidades de Flotación las burbujas se generan por disoluciones del gas de presión.

Las unidades de flotación facilitan la eliminación de petróleo disperso por la acción de burbujas de gas que ayudan e inducen a la flotación de las gotas a la superficie. Están constituidas por celdas individuales sucesivas, donde se dispersan burbujas del gas y reducen notablemente la posibilidad de canalizaciones internas del fluido.

También tienen un tiempo de retención muy corto por lo que “upsets” de procesos aguas arriba afectan fuertemente su eficiencia y la calidad de agua resultante. La eficiencia está influenciada por diferentes variables tales como presión del gas, salinidad y pH del agua, tipo de crudo, temperatura, concentración de crudo en ingreso, producto de ayuda a flotación empleado.

Fig 3.13: Unidades de Flotación

3.3.6.1.6 Hidrociclones.

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Entre las características de los Hidrociclones tenemos los siguientes: Tubo cónico con ingreso tangencial en el tope que genera rotación interna del fluido en torno a

la pared del equipo. El fluido en movimiento giratorio se acelera al desplazarse hacia el fondo por la forma del

cono. El tiempo de tránsito del fluido es del orden de 2 seg. El movimiento genera fuerzas centrífugas que desplazan el agua hacia la pared y el petróleo

hacia el centro del cono El petróleo es forzado hacia el extremo superior del cono y el agua continúa el descenso hacia el

extremo inferior. A menor radio del cono menor será la concentración resultante de petróleo en agua.

Entre las ventajas de los Hidrociclones tenemos los siguientes: Altas tasas de separación. Carecen de partes móviles y son insensibles a los movimientos. Ocupan espacios reducidos. Fácil mantenimiento. Pueden tratar aguas con altas concentración de petróleo.

Fig 3.14: Hidrociclones

3.3.6.1.7 Centrifuga.

En el caso de las Centrífugas, operan bajo el mismo principio físico que los hidrociclones.

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Las fases se separan a causa de las fuerzas gravitacionales generadas por la rotación. La centrifuga son utilizadas principalmente para eliminar agua del petróleo y menos frecuente petróleo del agua.

Entre las ventajas tenemos los siguientes: Alta eficiencia de separación. Elimina partículas sólidas de hasta 2 micrones.

Fig 3.15: Centrífuga

3.3.7 Eliminación de Sólidos por Filtración.

3.3.7.1 Tipos de Filtros.

Según operación son:

Filtración por gravedad o bajo presión. De flujo ascendentes o flujo descendente.

Filtros verticales o filtros horizontales.

Según medio filtrante, los más frecuentes son:

• Cáscara de Nuez.• De arena, granate / antracita.• Filtros cartuchos

El diseño y dimensiones del filtro dependen de las características y tratamientos previos del agua, del volumen y la calidad requerida.

3.3.7.1.1 Filtro de Cascara de Nuez.

Entre las características tenemos los siguientes:

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Estos filtros eliminan las partículas sólidas suspendidas por adsorción sobre el medio filtrante. El agua se va limpiando a medida que atraviesa el lecho filtrante y el lecho completo del filtro

interviene en la filtración. (origen de la denominación “deep bed”) A diferencia de los otros filtros, el agua atraviesa primero por los mantos de mayor

granulometría hacia los de menor. En la mayoría de los uso se emplean polielectrolitos, inyectados inmediatamente antes que el

agua ingrese al filtro como ayuda de la adsorción de los sólidos por el lecho. Los filtros de lecho profundo pueden ser de flujo ascendente o flujo descendente.

Fig 3.16: Filtro de Lecho Profundo – de “Cascara de Nuez”

3.3.7.1.2 Filtro de Arena, Granate y Antracita.

Los filtros multimedia son recipientes cerrados que operan a presión en flujo ascendente o descendente, a través del manto filtrante compuesto de antracita y granate de diferentes granulometrías.

Gran capacidad de filtrado, con la utilización de coadyuvantes de filtración pueden retener partículas mayores a 2 µm. Debe limitarse el ingreso de hidrocarburos a no más de 30 ppm.

Fig 3.17: Filtro Multimedios

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3.3.7.1.3 Filtros Cartucho.

Los Filtros Cartucho, poseen una capacidad limitada de retención de sólidos y en operaciones de producción suelen ser utilizados como de una filtración secundaria, por ejemplo en boca de pozo inyector o por protección, antes de elementos de mediciones.

Se los encuentra fabricados de diferentes materiales: Polipropileno, fibra de vidrio. Metal Sinterizado. Mallas de hilos metálicos o celulósicos.

Cuando la cantidad de sólidos suspendidos es baja se los utiliza descartables, los utilizados en E&P normalmente son del tipo recuperables. Existen filtros cartuchos de retrolavados automático pero su aplicación está limitada a condiciones u operaciones particulares que no corresponden con las normales de E&P.

Fig 3.18: Filtros Cartucho

3.3.8 Tecnologías más utilizadas.

A continuación se describen las tecnologías más usuales para eliminación de sólidos.

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Tabla 3.4: Tecnologías Usadas

3.3.8.1 Esquema típico del Proceso de Aguas de Producción.

A continuación se muestra el esquema típico del Proceso de Aguas de Producción.Fig 3.19: Esquema de Proceso de Aguas de Producción

3.3.8.2 Productos Químicos para Tratamiento de Aguas de Producción.

Fig 3.20: Productos Químicos para Tratamiento

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Fig 3.21: Puntos de Muestreos y Análisis para Control de Calidad

4. CONCLUSIONES

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Con el presente estudio se analiza los distintos de Procesos que se encuentran en los Sistemas Petróleo y Agua. De igual forma cuales son diferentes tipos de equipos e instalaciones de superficie que participan en el proceso de separación y purificación del agua y petróleo. También se identifica cuáles son los Procesos químicos que se presentan en instalaciones, los procesos de deshidratación, desemulsificación, floculación, coalescencia, humectación de sólidos, sinergismo.

Se también se desarrolló la metodología para selección y control de calidad de químicos, la utilización de los químicos en el Tratamiento de Procesos. Se indicaron cual es la tecnología de tratamiento que se utiliza en este tipo de procesos apuntando a tener un sistema de tratamiento eficiente y efectivo.

5. BIBLIOGRAFIA.

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HOLBER, Mer , Calidad de Agua para Inyectar en Subsuelo. Editorial HAM, Argentina, Buenos Aires, Mayo de 2009

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