Desalacion Del Crudo

DESALACION DE CRUDO

Cuando el crudo contiene sal esta se debe retirar porque es bastante corrosiva y además puede complicar los procesos de refinamiento del crudo. Generalmente la refinería acepta un contenido de sal máximo de unas 12-15 lbs/MBls de crudo. Se considera que la sal esta disuelta en el agua y no el crudo. La desalación del crudo se hace generalmente “lavándolo” o se agregándole agua la cual disuelve la sal y luego se le puede retirar. Para conocer la cantidad de agua que se requiere agregar se debe conocer la salinidad inicial del crudo y la salinidad permisible. Como se dijo antes la sal esta disuelta en el agua y por tanto es importante obtener una ecuación que relacione la salinidad del agua y el contenido de sal del crudo. Supongamos un crudo con un contenido de agua y sedimentos Bs&W, el agua tiene una salinidad de C 1  partes por millón de ion cloruro y se quiere determinar el contenido de sal en lbs/MBls, M. BSW se da generalmente en porcentaje, por tanto en 1000 Bls de mezcla hay

       de 

agua. Una concentración de C1  ppm de ion cloruro

equivale a C 1 mg/Lt de ion cloruro y a

      

El número de lbs en un barril de agua es:

                           Por lo tanto en 10 BSW barriles de agua hay

                     

M=

o sea que la

relación entre C1 y M es: C1 =

Pero 10 BSW es el volumen de agua que hay en mil barriles de aceite, por tanto M es la cantidad de sal en lbs/M Bls de crudo y

    

C1=

Siendo. C1= salinidad del agua en ppm, Cl M = libras de sal (NaCl)/mil barriles de crudo



En el sistema internacional el contenido de sal se expresa en Kg / Mm 3 o sea 3 que la cantidad permisible de sal es de 12-15 lbs/Mbls (34.3  – 42.8Kg / m ) y la ecuación anterior expresada en forma general tanto para unidades del sistema ingles como del sistema internacional, donde: C1= salinidad del agua en ppm, Cl - (mg/L) M= contenido de sal del crudo en lbs/MBls (Kg/Mm 3)

         (  )            

M= M’ (0.35)

C1= (173.31x0.35) 

  = 60.6     

 

Conociendo la salinidad del agua antes del lavado y la que debe tener luego del lavado se puede calcular la cantidad de agua que se debe agregar por cada unidad volumétrica de agua antes del tratamiento, expresar su ecuación con respecto a las siguientes variables. C1= ppm de Cl C2= concentración de ppm Cl - después del tratamiento. X= volúmenes de agua que se deben agregar por cada volumen de agua antes del tratamiento.

V1C1=V2C2 V1C1= (V1+a)C2 . C1= C2 + C1= C2 (1+

) 

C 

2

C1= C2(1+X)

Si se requiere determinar el volumen de agua a agregar por cada unidad volumétrica de crudo se aplica la siguiente ecuación: X’ = X

 

y reemplazando X por su equivalente de la expresión C 1= C2(1+X) queda X’ =

    

X o X’ pueden estar en cualquier sistema de unidades.

ASPECTOS IMPORTANTES DE LA DESALACION

La mayoría de los crudos son producción de sal tienen gravedades API entre baja y media y están asociados con emulsiones bastantes apretadas. Aunque se considera que la sal esta disuelta en el agua, se han presentado casos en los que en el petróleo hallan cristales de sal suspendidos. La presencia de sal en el petróleo crudo origina una serie de problemas en los equipos de campo y en los procesos de refinería; tales como corrosión, liberación de acido clorhídrico durante el calentamiento y precipitación de escamas durante los procesos; de todos estos problemas el más grave es la corrosión. Los limites de contenido de sal varían de región a región y generalmente esta entre 5 y 10 lbs/Mbls pero cada vez las refinerías exigen contenidos menores; actualmente no es raro que algunas refinerías exijan contenidos tan bajos como 1 ó 2 lbs/MBls (2,85-5,71 Kg/M m 3)

PROCESOS Y EQUIPO

Existen dos procesos básicos para desalar petróleo crudo en el campo: el proceso de una sola etapa y el proceso de dos etapas. Ambos pueden utilizar equipo de tratamiento convencional, equipo de precipitación eléctrico o combinación de ambos dependiendo de la cantidad de sal y de las características de la emulsión. El criterio para seleccionar un proceso u otro es el grado de contaminación con sal. Generalmente cuando el grado de contaminación es menor de 1000 lbs/Mbls. Se usa el de dos etapas. La decisión de usar equipo convencional o equipo de tratamiento eléctrico depende de aspectos económicos y la dureza de la emulsión. El equipo convencional se usa como primera etapa de un proceso de tratamiento en dos etapas si el crudo se puede deshidratar hasta un contenido de 1% de agua y sedimentos. La conservación de energía influye bastante en la selección del equipo para el proceso de desalación. Actualmente casi siempre se usa equipo eléctrico en procesos tanto de una como de dos etapas. Así mismo se está tratando de bajar los costos de combustible y perdidas de volumen por calentamiento aplicando los procesos de desalación a temperaturas bajas. 

Proceso De Desalación De Una Etapa

El diagrama típico de desalación para una sola etapa se muestra en la figura. Se está suponiendo que se dispone de un pozo que suministra suficiente agua para realizar el tratamiento. El químico que se agrega es adicional al que se debió agregar antes de que el fluido producido por el pozo pasara por el separador. La cantidad de agua que se agrega debe ser controlada para conseguir que el petróleo salga contenido de sal permisible después de la deshidratación del sistema diluyendo el agua salda y suministrando gotas más grandes para coalescencia. El factor más crítico en el proceso de desalación es la gran dependencia del suministro de agua fresca. El método de desalación más elemental es diluir la concentración de sal en el agua emulsionada hasta que la salmuera residual (en el petróleo después del proceso) tenga una salinidad lo suficientemente baja para cumplir con las exigencias del petróleo que va a ser enviado al oleoducto. Se supone que el agua inyectada al crudo salado se mezcla totalmente con el agua emulsionada y diluye la concentración de sal. Cuando el petróleo deja el tratador las 1 ó 2 libras/M bls están en el BSW que lleva consigo el crudo. La gravedad API, las características de la emulsión, la cantidad de agua libre y la cantidad de emulsión son factores fundamentales a tener en cuenta para la selección del equipo requerido en el tratamiento. El intercambiador de calor cumple con dos funciones: enfriar el crudo que sale del tratador y calentar el que va a entrar, lo cual se traduce en ahorro de combustible y en reducción de las perdidas por evaporación en el tanque de almacenamiento. 

Proceso de desalación de dos etapas.

Se aplica cuando el contenido de sal es de 1000 lbs/M Bls (2850 Kg/Mm 3) o más. En algunos casos, cuando la disponibilidad del agua fresca es crítica, se aplica el sistema de dos etapas a producciones con contenidos de sal menores de las 1000 lbs/M M Bls (2850 Kg/Mm 3). El sistema de dos etapas es a menudo una expansión del sistema de tratamiento existente.la primera etapa del sistema baja el contenido de agua y sedimentos a niveles de 1 a 2%, y la segunda etapa a niveles de 0.2 o menos. En la primera etapa se agrega algo de agua fresca para mejorar el comportamiento de la deshidratación u obtener dilución parcial de la sal. El resto del agua fresca se inyecta en la segunda etapa para completar la dilución del agua salada remanente y bajar el contenido de sal del petróleo a los valores permisibles. La figura 23d es un diagrama de flujo de un sistema de desalación de dos etapas.