DESALADO ELECTROSTATICO

Universidad Tecnológica Equinoccial Desalado Electrostático

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL FACULTAD DE CIENCIAS DELA INGENIERÍA INGENENIERÍA DE PETRÓLEOS

DESALADO ELECTROSTÁTICO

INDUSTRIALIZACIÓN Nombre: Dayanna Veloz Paralelo: 5TD Docente: Ing. Luis Calle Fecha: Viernes, 22 de Enero del 2016.

1


Objetivos: 

Conocer nuevos conocimientos sobre el Desalado Desalado Electrostático, Electrostático, para para complementarlos con los conocimientos aprendidos en clase.



Determinar los diferentes diagramas diagramas de procesos procesos sobre sobre la desalación electrostática



Investigar sobre los componentes y procesos de una una desaladora electrostática

DESALADO ELECTROSTÁTICO 1. GENERALIDADES Todos los crudos contienen impurezas que afectan adversamente los procesos de producción y refinación, el equipo involucrado en estos procesos, y los productos finales. Las impurezas más comunes son agua, sales, sólidos, metales y azufre. El proceso de desalado electrostático remueve una porción substancial de estos contaminantes. Es llamado desalado porque la sal generalmente es la impureza más agresiva que puede ser removida por extracción de agua. Una mejor deshidratación se obtiene en los desaladores eléctricos cuando son operados en el intervalo de pH de 6 a 8 con una mejor deshidratación obtenida en un pH cercano a 6. Algunas veces es necesario ajustar el pH de la salmuera para obtener valores de pH de 7 o menos en el agua. Si el pH de la salmuera excede a 7.0, se pueden formar emulsiones debido al naftenato de sodio y al sulfito de sodio presentes. Para la mayoría de los crudos se desea mantener el pH debajo de 8 (Gary y Handwerk, 1984).

2. DESALACIÓN DEL PETRÓLEO El proceso de desalación consiste en la remoción de las pequeñas cantidades de sales inorgánicas, que generalmente quedan disueltas en el agua

2


remanente, mediante la adición de una corriente de agua fresca (con bajo contenido de sales) a la corriente de crudo deshidratado. Posteriormente, se efectúa la separación de las fases agua y crudo, hasta alcanzar las especificaciones requeridas de contenido de agua y sales en el crudo. Las sales minerales están presentes en el crudo en diversas formas: como cristales solubilizados en el agua emulsionada, productos de corrosión o incrustación insolubles en agua y compuestos organometálicos como las porfirinas. Después de la deshidratación o del rompimiento de la emulsión, el petróleo crudo todavía contiene un pequeño porcentaje de agua remanente. Los tratamientos típicos anteriormente mencionados (adición de desemulsionante, calentamiento, sedimentación y tratamiento electrostático) pueden reducir el porcentaje de agua del crudo a rangos de 0,2-1 % volumen. La salinidad de la fase acuosa varía desde 100 ppm hasta la saturación, que es de 300.000 ppm (30 % peso); sin embargo lo usual es encontrar salmueras en el rango de 20.000-150.000 ppm (2 a 15 % peso). Por comparación, el agua de mar contiene de 30.000-43.000 ppm (3 a 4,3 % peso) de sales disueltas. El contenido de sal en el crudo normalmente es medido en libras de cloruro, expresado como cloruro de sodio equivalente por 1.000 barriles de crudo limpio (Libras por Mil Barriles, LMB o en inglés Pounds per Thousand Barrels, PTB). Cuando el crudo es procesado en las refinerías, la sal puede causar numerosos problemas operativos, tales como disminución de flujo, taponamiento, reducción de la transferencia de calor en los intercambiadores, taponamiento de los platos de las fraccionadoras. La salmuera es también muy corrosiva y representa una fuente de compuestos metálicos que puede envenenar los costosos catalizadores. Por lo tanto, las refinerías usualmente desalan el crudo de entrada entre 15 y 20 PTB para el caso de refinerías sencillas, en aquellas de conversión profunda las especificaciones pueden ser más exigentes, alcanzando valores de 1 PTB (Layrisse et al., 1984). El desalado en campo reduce la corrosión corriente aguas abajo (bombeo, ductos, tanques de almacenamiento). Adicionalmente la salmuera producida 3


puede ser adecuadamente tratada para que no cause los daños mencionados en los equipos y sea inyectada al yacimiento, resolviendo un problema ambiental. En ausencia de cristales de sal sólidos, el contenido de sal en el crudo deshidratado está directamente relacionado con el porcentaje de agua y con la concentración de salinidad de la fase acuosa (en ppm de NaCl). Entonces, de manera general, el proceso de desalación de crudo consiste en la adición de agua de dilución y química desemulsificante a una corriente de crudo deshidratado, para luego pasar a la etapa de mezclado que proporciona la energía necesaria para que se disuelvan las sales presentes en el crudo y se emulsione la salmuera resultante. Posteriormente, se realiza la técnica de deshidratación donde se aplica un campo eléctrico a la emulsión para promover el proceso de coalescencia de las gotas y se logre la sedimentación por gravedad de las mismas. Si bien es cierto que todas las etapas que constituyen el proceso de desalación son importantes para el diseño, es importante destacar que la coalescencia de las gotas debido a la polarización de las mismas por efecto del campo eléctrico aplicado, es una de las etapas que genera la mayor controversia a la hora de estudiar, diseñar y evaluar el proceso de desalación de crudo. Especialmente cuando se desea tratar crudos pesados que presentan altas viscosidades y baja diferencia de densidades entre la fase acuosa y la oleaginosa, lo que disminuye el proceso de separación mecánica y el transporte de la química desemulsificante a la interfaz de las gotas de agua. También, estos crudos pesados comúnmente contienen surfactantes y partículas que promueven la formación de emulsiones muy estables (Thomason et. al., 2005).

4


3. DESALADOR ELECTROSTÁTICO

El nombre desalador implica un recipiente que remueve la sal del crudo. La sal solo esta presente en la fase acuosa por lo cual hay dos formas de removerla. Una es remover toda el agua y otra es diluir el agua. Un desalador realiza ambas y utiliza una carga electrostática para remover la mayoria del agua, agua limpia es inyectada al crudo para diluir la concentración de sal. Cuando el petróleo crudo llega a la superficie, frecuentemente contiene gases asociados y otros contaminantes no deseados. Estos contaminantes incluyen aguas producidas (Salmueras) y partículas sólidas insolubles como arena, sílices y por supuesto sales disueltas en el agua. Antes de que cualquier planta de refinación acepte el crudo para ser procesado, el gas, el agua producida (Conteniendo sal) y otros sólidos insolubles deberán de ser retirados. El termino “Basic Sediment and Water”

BS&W, es utilizado para determinar el tipo y nivel de contaminantes del crudo, usualmente expresado en por ciento de volumen.

3.1.

Partes internas de la Desaladora 5

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Distribuidor : Es un dispositivo utilizado para medir uniformemente la distribución del crudo entrante por ambos campos eléctricos en el recipiente desalador. Este produce una caída de presión que es suficiente para distribuir adecuadamente el flujo de crudo.



Colector de salida: Es un tubo interno situado en la parte superior del recipiente, arriba de los electrodos. Este tubo efectúa la recolección de crudo limpio o desalado que sale del recipiente.



Electrodos: Las desaladoras usualmente utilizan dos campos eléctricos para desalinizar el crudo. Cada electrodo es construido de barras y un armazón de varillas. Los electrodos son energizados por unidades de potencia instaladas en la parte externa al recipiente.



Aisladores de soporte: Los electrodos quedan suspendidos por los aisladores de soporte que son fabricados de teflón 100% sólido y puro de clasificación eléctrica.



Aisladores de entrada: La electricidad de alta tensión es transmitida de cada unidad de potencia fuera del recipiente desalador a través de un conducto eléctrico encerrado dentro de un conducto “conduit”, y

luego por un aislador de entrada de alta tensión especialmente diseñado, hacia el recipiente. Cada unidad de potencia requiere un aislador de entrada. Un conducto flexible lleno de aceite lleva el conductor de alta tensión desde la unidad de potencia hasta una conexión en la parte superior del recipiente desalador. 

Sonda de nivel de interfase: La interfase entre el agua y el aceite dentro del recipiente desalador, debe de ser mantenido a un nivel específico para la operación adecuada del desalado. La interfase requerida se mantiene midiendo el nivel de agua con una sonda de capacitancia de interfaz conectada a un controlador.



Tubería de lavado de sedimentos y boquillas: Para evitar la acumulación de sólidos no disueltos en el fondo del recipiente, la planta de desalado debe de contar con un sistema de lavado de sedimento. El sistema de lavado de sedimentos incorpora una tubería que se extiende a lo largo de toda la zona de sedimentación cerca del fondo del recipiente que extrae el material sólido. 6


3.2. 

Partes Externas de la Desaladora

Panel de medición: Proporciona el punto de conexión y desconexión de la fuente de alimentación eléctrica que energiza las unidades de potencia del desalador. Además contiene un voltímetro y un amperímetro para cada unidad de potencia, y un impulsor de conexión y descomposición para aplicar potencia eléctrica a las unidades de potencia.



Unidades de potencia: Proporcionan la alta tensión para el campo de tratamiento primario que causa la separación entre el agua y el aceite.



Línea de venteo: Permite efectuar la purga de todo el aire y/o gas del recipiente cuando la desaladora es puesto en operación. La línea de venteo se abre a un desagüe visible para que el operador pueda determinar cuando el recipiente se encuentra lleno de líquido. En caso efectuarse el paro del desalador, la línea de venteo debe ser abierta para desahogar el vacío dentro del recipiente mientras se vacía el mismo con bomba.



Válvula de alivio: Como medida de seguridad, el recipiente desalador cuenta con una válvula de alivio para proteger el recipiente contra la presión excesiva. La válvula esta diseñada para abrirse a una presión menor que la presión de diseño del recipiente. La descarga de esta válvula es conducida por una tubería a un sistema de recuperación de producto.



Válvula

mezcladora: La

válvula

mezcladora

o

dispositivo

emulsionadota puede ser operada manualmente u automáticamente, dependiendo de la instalación. Esta válvula emulsifica el agua de lavado con el crudo. Típicamente, esta mezcla se efectúa con una caída de presión mínima en la válvula mezcladora. La caída de presión óptima requerida para producir la emulsión del agua en el crudo dado debe ser determinada experimentalmente. Generalmente una presión de 25 psi es el máximo requerido. 

Control de nivel de interfase: Este control de nivel recibe los datos de medición desde la sonda de capacitancia de la interfase dentro del 7


recipiente. El controlador utiliza estos datos de medición para controlar la acción de la válvula de control de la interfase del recipiente. Esta válvula a su vez mantiene el nivel deseado de la interfase de agua aceite del recipiente. 

Conmutador flotador de seguridad: Se encuentra montado encima del recipiente y va subiendo o bajando con el nivel del crudo. Si el nivel de crudo en la desaladora baja mas allá del nivel operativo, el conmutado flotador desconectará la potencia de los electrodos.



Bomba de dosificación: Esta bomba inyecta antes del ingreso del crudo

al

recipiente

de

la

desaladora,

el

producto

químico

desemulsificante.

APLICACIONES: El desalado del crudo es el primer paso en el proceso de refinación, para reducir la corrosión y el ensuciamiento de los equipos y prevenir el envenenamiento de los catalizadores en las unidades de procesamiento. El crudo que llega a la refinería, procedente de los sitios de producción contiene agua en concentración que pueden variar de 0.2 % a 0.6 %, este remanente de

agua consiste en numerosas gotitas dispersas en el seno del

crudo. El agua residual es la fuente de sales minerales en el petróleo crudo. Las sales más comunes que se pueden encontrar son los cloruros, bicarbonatos, sulfatos de sodio, magnesio y calcio; sin embargo esto puede cambiar dependiendo de la localidad. Las sales minerales presentes en el crudo pueden encontrarse como cristales solubilizados en el agua emulsionada, productos de corrosión y compuestos órgano- metálicos como los naftenos. En la industria petrolera el contenido de sal del crudo se mide en libras de cloruros, expresando el valor como libras de cloruro de sodio equivalente por cada mil barriles de crudo (PTB por sus siglas en inglés) El desalado de crudo reduce la corrosión corriente abajo del proceso (tuberías, bombas, intercambiadores) y la contaminación de los productos 8


obtenidos, haciendo económicamente rentable la operación del sistema ya que aumenta la vida útil del equipo.

6. REACCIONES QUÍMICAS La hidrólisis es una reacción química y como tal

de pende de la

MgC

temperatura; no todos los cloruros se hidrolizan en igual proporción a la misma temperatura como lo muestra el gráfico. Del gráfico podemos decir que el cloruro metálico menos hidrolizable de es el cloruro de

CaC

sodio. La reacción de hidrólisis de los

NaCl

cloruros de calcio y magnesio puede representarse

de

la

siguiente

manera:



Ecuación 1 Reacción de hidrólisis de cloruros de magnesio y calcio 2 MgCl 2

H 2 O  2 HCl  MgOCl 2



Puede ocurrir también que ácidos orgánicos presentes originen otra reacción, en

la que también se produce cloruro de hidrógeno. En la ecuación

representa el radical orgánico del ácido Mg 2 OCl 2

4 HX  2 MgX  H 2 O  2 HCl



Como se ve en las ecuaciones anteriores por cada molécula de cloruros de calcio o magnesio se producen dos moléculas de cloruro de hidrógeno a diferencia de lo que ocurre con la hidrólisis del cloruro de sodio, en esta reacción se produce una molécula de cloruro de hidrógeno por cada molécula de cloruro.

9

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Ecuación 2 Hidrólisis del cloruro de sodio 2 NaCl  H 2O  2 HCl  Na2O

Trazas de H2S aceleran la corrosión debida al HCl, esto se debe a una reacción cíclica que ocurre en el sistema de vapores y condensados. El sulfuro de hidrógeno (H 2S) se forma a partir de la degradación de los compuestos de azufre en el crudo, cuando se lo expone a altas temperaturas y al agua en el proceso de refinación. En este sistema HCl ataca al hierro de la tubería formando cloruro ferroso, que al ponerse en contacto con el H2C precipita sulfuro ferroso, liberando el cloruro de hidrógeno (HCl).

El ataque por HCl tiene lugar solamente en los puntos en los cuales exista humedad. La alta solubilidad del HCl en el agua hace que se alcance un valor bajo de pH muy rápidamente; por esta razón los equipos mas vulnerables son aquellos en los que exista la posibilidad de condensación del agua, por ejemplo: condensadores, intercambiadores, platos cercanos al domo de la torre de destilación, líneas de transferencia y acumuladores de producto.

7. PROCEDIMIENTO: Para un mejor entendimiento del proceso de desalado lo podemos dividir en los siguientes pasos:

7.1. Inyección de agua de dilución o lavado al crudo Se inyecta agua a la corriente de crudo, con el fin de disolver las impurezas; 10


principalmente las sales inorgánicas presentes en el crudo. El agua que se adiciona al crudo debe ser tan pura como sea posible o por lo menos de una salinidad (contenido de sales) menor que la de la salmuera que está dispersa en el crudo, para que tenga la capacidad de disolver la mayor cantidad de sales presentes en el crudo. Dureza permanente de de máximo 85 ppm CaCO 3, para prevenir incrustaciones en los intercambiadores de calor de pre-calentamiento del agua. El pH del agua se recomienda entre 6 y 8. La inyección de agua fuertemente ácida o alcalina podría dar como resultado la formación de compuestos que estabilicen la emulsión formada en el mezclado de las fases crudo-agua. En resumen, las características generales que debe cumplir el agua de lavado son: 

Bajo contenido de sales



Dureza permanente de máximo 85 ppm CaCO3



pH en el rango entre 6 y 8

La cantidad de agua de dilución requerida en el proceso, generalmente está entre

2% y 7% en volumen del flujo de crudo alimentado al desalador

7.2. Mezclado del crudo con el agua de dilución El mezclado mecánico se realiza con el fin de que el agua de dilución, entre en contacto con la mayoría de las impurezas presentes en el crudo. Una de las principales consecuencias del mezclado, es la formación de una emulsión agua- crudo. Para realizar el mezclado de las fases crudo y agua, se utiliza un mixer (arreglo mecánico en la línea), que se compone de un mezclador estático y una válvula tipo globo. Un esquema del mixer se muestra en el gráfico. En la práctica, un completo mezclado entre el agua de lavado (dilución) y las gotitas de salmuera dispersas en el crudo no es posible. La eficiencia de mezclado del agua y las gotitas de salmuera, varía con el volumen de agua de dilución, la naturaleza del crudo y la concentración de la salmuera en el mismo. 11


Se utiliza la caída de presión entre la succión del mezclador estático y la descarga de la válvula tipo globo, como una medida de la energía de mezcla aplicada al sistema.

7.2.1. Emulsiones Agua en Petróleo Crudo. La emulsión es un sistema de dos fases que consta de dos líquidos parcialmente miscibles, uno de los cuales es dispersado en el otro en forma de glóbulos. La fase dispersa, discontinua o interna es el líquido desintegrado en glóbulos. El líquido circundante es la fase continua o externa. El agua y la mayoría de hidrocarburos son en general, inmiscibles entre si. Las solubilidades de los hidrocarburos en el agua son bajas, pero sus valores varían desde 0.0022 ppm para tetradecano hasta 1760 ppm de benceno en agua.9 La

presencia del doble enlaces carbono-carbono en algunos

hidrocarburos (aromáticos, alcanos, alquenos, etc.) incrementan la solubilidad de estos en el agua.

El agua es muy poco soluble en hidrocarburos

saturados, y su solubilidad disminuye

a medida que aumenta el peso

molecular del hidrocarburo. No todos los líquidos pueden formar emulsiones entre si. Para que una emulsión estable se forme existen tres requisitos principales: 

Dos líquidos inmiscibles



Suficiente agitación para dispersar un líquido en pequeñas gotitas.



Un emulsificante para estabilizar las gotas dispersas. 12


Cuando se cumplen las primeras dos condiciones antes mencionadas, dos líquidos inmiscibles forman una emulsión, pero esta no es estable sin la presencia de los agentes estabilizadores o emulsificantes. Algunos moléculas

emulsificantes son agentes

de superficie o surfactantes. Las

de un surfactante son anfipáticas, es decir una parte de su

estructura es hidrófilica y otra es lipofílica. Las moléculas del surfactante se alinean en la interfase crudo-agua y estabilizan la emulsión debido a los siguientes fenómenos: 

Reduce la tensión superficial de las gotas de agua presentes en el crudo.



Forman una barrera viscosa en la interfase del sistema “inhibiendo” la coalescencia de las gotas de agua.

Las partículas sólidas muy finas pueden actuar

como emulsificantes,

la

condición para esto es que las partículas sólidas sean de tamaño menor al de las gotas dispersas y deben ser humedecidas por el crudo y el agua. Las finas partículas sólidas se concentran en la superficie de las gotas, formando una barrera física que limita la coalescencia de las mismas. Usualmente los surfactantes están adheridos a las partículas sólidas lo que brinda mayor estabilidad a la emulsión. Los ejemplos más comunes de emulsificantes sólidos en los sistemas aguacrudo son el sulfuro de hierro, los silicatos y las arcillas. En la industria petrolera las emulsiones del tipo agua-crudo (agua fase dispersa) son llamadas “emulsiones regulares”, mientras que las emulsion es

crudo-agua (crudo fase dispersa) se denominan “emulsiones inversas”. En la práctica no es común la formación de emulsiones múltiples pero pueden existir emulsiones del tipo “agua-crudo-agua” o “crudo-agua-crudo” en las

últimas pequeñas gotas de crudo están inmersas en gotas de agua que están dispersas en una fase continua de crudo. En las emulsiones regulares la fase dispersa esta constituida principalmente por agua “salada”, sin embargo se pueden encontrar en ella sólidos tales

como: arcillas, arenas, productos de corrosión, etc. Un gran número de sustancias pueden actuar como emulsificantes, podemos 13


agruparlos según su naturaleza como sigue: 

Compuestos naturales de superficie activa: asfaltenos, resinas, ácidos orgánicos, fenoles, cresoles y surfactantes de alto peso molecular.



Sólidos finamente divididos: arcilla, arena, lodos de perforación, productos de corrosión, asfaltenos y parafinas precipitados, etc.



Químicos añadidos en la producción: inhibidores de corrosión, biocidas, limpiadores, surfactantes, humectantes, etc.

7.3. Deshidratación (Tratamiento de la emulsión) Para separar el crudo de la salmuera diluida. Existen diferentes métodos para el tratamiento de la emulsión formada en el proceso de mezcla, y es aquí donde se diferencian los diferentes procedimientos de desalado; a lo largo del tiempo se han desarrollado los siguientes.



Desalado por sedimentación



Desalado por Filtración



Desalado Químico



Desalado Eléctrico

En las refinerías de petróleo, el procedimiento de desalado utilizado para eliminar

las impurezas del crudo es el desalado eléctrico. En el presente

trabajo se describe solamente el desalado eléctrico.

7.3.1 Desalado Eléctrico La molécula de agua es polar, por lo tanto se ve afectada por la acción de un campo eléctrico, por esta la coalescencia de las gotas de agua en el seno del

crudo,

aumenta cuando se aplica un campo eléctrico. De aquí su aplicación en

el

tratamiento de emulsiones. El gráfico muestra solamente un esquema de cómo estarían dispuestas las 14


gotas de agua sin la presencia de un campo eléctrico. Debido a su polaridad, las gotas de agua se alinean en presencia del campo eléctrico, con su carga negativa orientada al electrodo positivo cargado y viceversa. El campo eléctrico aplicado origina la concentración de las cargas y el alargamiento de las gotas de agua, en forma esferoide-ovalada, promoviendo el contacto agua- agua por el estiramiento y el consecuente aumente del área interfacial en los polos de las gotitas. Si la fuerza eléctrica de atracción aplicada es suficiente para romper la interfase agua-crudo y permitir que las fuerzas intermoleculares de atracción de los sistemas agua-agua se conviertan en efectivas, las gotitas coalescen formando gotas cada vez más grandes. La tecnología para floculación inducida, utiliza corriente alterna. El desarrollo de esta tecnología se dio primero en la precipitación de sólidos con corriente continua, con el paso de los años se cambió a corriente alterna para evitar electrolisis de las fases y reducir la corrosión galvánica que puede ser producida por la aplicación de campos eléctricos utilizando corriente continua. El rápido cambio en la polaridad que se da en circuitos de corriente alterna (60 Hz en Ecuador), previene cualquier reacción eléctricamente inducida de tal manera que los productos de las reacciones no tienen tiempo para la difusión en el medio. La eficiencia de la electro-floculación depende de la difusión de las gotitas de agua en el seno del crudo, es decir va a estar relacionado directamente con la viscosidad de la fase continua. Debido al cambio de polaridad en los electrodos al usar corriente alterna, las gotas de agua tienden a oscilar y orientarse en función de la dirección de las líneas de fuerza del campo eléctrico. Una ventaja que brinda el uso de corriente alterna en el desalado de crudo, es la oscilación y deformación que sufren las gotas de agua, debido a este fenómeno se produce la ruptura de 15


cualquier film estabilizador de la emulsión que pueda estarse formando. Este proceso podría denominarse químico eléctrico, ya que contempla la adición de un demulsificante para facilitar la coalescencia de las gotas de agua provocada por acción del campo eléctrico aplicado.

7.4. Equipo de Desalado (Desaladores corriente alterna)

El proceso de desalado consiste en mezclar agua con el crudo para “lavar” las sales y luego separar las fases agua y crudo. El gráfico muestra un esquema típico del equipo de desalado electrostático. El desalador es un tanque cilíndrico dispuesto horizontalmente.

Los

desaladores están

equipados con un distribuidor del flujo de entrada en la parte inferior del tanque y un colector de crudo tratado en la parte superior. Además se tiene tomas para muestreo a diferentes alturas del

tanque,

para

monitorear la altura de la interfase crudo agua en el interior. Los desaladores de corriente alterna utilizan un arreglo de rejas o mallas 16


cargadas dispuestas horizontalmente, para establecer un campo eléctrico dentro del tanque. La separación entre las mallas cargadas está entre 6 y 8 pulgadas. El crudo emulsionado es introducido cerca de la interfase crudo agua del tanque, fluye hacia arriba a través de las mallas cargadas, atravesando el campo eléctrico para luego llegar hasta el colector. La función principal del distribuidor del flujo de entrada es asegurar que la emulsión atraviese el área total de las mallas cargadas, con esto se obtiene un mayor tiempo

de residencia de la emulsión dentro del campo eléctrico.

Resultado de esto se tendrá mayor polarización de las gotas de agua y habrá más tiempo para la aproximación de los flóculos de agua por la atracción entre los dipolos inducidos. La diferencia de potencial entre las mallas cargadas del equipo de desalado se encuentra generalmente entre 16KV y 20 KV.

8. Diagramas de flujo : 8.1. PLANTA DE DESALACIÓN DE CRUDO A ESCALA BANCO

8.1.1. El proceso de desalado en este sistema consiste en: 

La unidad está equipada con la cantidad necesaria de electrodos energizados.



Adicionar agua con un bajo contenido en sales a la corriente de alimentación del crudo



Normalmente cada electrodo se energiza por una sola unidad de potencia y los electrodos están fijados fuera de la fase.



Usualmente la ;:emulsión entra a la parte central del fondo del recipiente y entra en el cabezal distribuidor interno, que se usa para repartir el crudo entre los ensamblados de cabezales distribuidores.



La cabeza del distribuidor reparte el flujo entre los pares de electrodos de arriba y de abajo.



La cabeza del distribuidor reparte el flujo entre los pares de electrodos 17


de arriba y de abajo. La emulsión entra horizontalmente en el campo eléctrico de tratamiento. 

Mezclar adecuadamente el agua adicionada con la corriente de alimentación, la cuál contiene ya algunas cantidades de agua salada, sedimentos y/o sales cristalinas. Estas impurezas están asociadas con el crudo conforme éste se produce y/o son adquiridas durante el transporte



Esto se efectúa con el establecimiento de flujo laminar horizontal entre los electrodos, con coalescencia de agua ocurriendo en el campo eléctrico de tratamiento, y luego la separación vertical de agua del crudo. Como resultado el agua que va bajando tiene que vencer menos resistencia que en un modelo de baja velocidad. Después de la separación, en una unidad de baja velocidad, el agua debe desplazar el crudo que está subiendo para lograr la separación.



El agua que permanece en el crudo se encuentra diluida (menos salina), y las sales cristalinas se extrajeron con el agua. La corriente del crudo de esta manera esta desalada.



La adición del desemulsionante químico dentro del recipiente de proceso, tiene como objetivo ayudar en la separación de la emulsión W/O. El proceso de desalado electrostático emplea el fenómeno conocido como coalescencia electrostática para mejorar la eficiencia de remoción del agua.



El agua separada del crudo entra a la fase de agua de manera semejante a la "lluvia". Esto reduce a un mínimo la turbulencia en la fase de agua y ayuda a mejorar la calidad del agua efluente, proporcionando una "Zona de Quietud" de tiempo de residencia de la fase de agua en el recipiente

8.1.2. Variables de Proceso

18


.

19


8.2. SISTEMA DE DESALADO DE LA REFINERÍA DE CHONCHAN

20


8.2.1. Descrpición de desalado en este sistema consiste en : La desaladora electrostática, esta diseñada para operar con un carga promedio de diez mil barriles por día de crudo (10.0 MBPD) y en el rango de 180-200°F de temperatura y 30-40 psi de presión. Cabe resaltar que la carga promedio de crudo a suministro en Refinería Conchán se encuentra en el orden de 9.0 a 10.0 MBPD A pesar de esto, el sistema de desalado tiene restricciones de carga para su operación, por lo que solo puede trabajar en un rango de mil quinientos (1.8MBPD) a cinco mil (4.1MBPD) barriles por día de operación. Como se puede observar en el grafico 4, el crudo del tanque de almacenamiento es succionado por la bomba P-21, y transportado hacia el sistema de desalado. La descarga de la bomba P-21 se dirige hacia el mezclador M-1, donde se inyecta el agua para el lavado del crudo. Luego de pasar la válvula mezcladora V-1, el crudo ingresa a la etapa de calentamiento en los intercambiadores de calor E-315 y E-314 para su posterior ingreso al recipiente de la desaladora. El precalentamiento de crudo antes del ingreso al recipiente desalador, representa la restricción operativa más importante por la que la desaladora electrostática no puede ser operada a su capacidad máxima. Los intercambiadores E-314 y E-314 intercambian calor con el Residual de la Unidad de Vacío (RUV) y el crudo a desalar. El RUV, según sea la condición de operación de la Planta de Procesos, puede ser residual de alta viscosidad o asfalto en cualquiera de sus distintas penetraciones. En el caso de producción de residual (RUV), este proviene de la Unidad de Vacío en un rango de 300-315°F de temperatura, para luego ingresar al intercambiador E-315, donde sede calor al crudo, posteriormente el RUV ingresa al intercambiador E-314 para realizar la misma operación. El residual (RUV) luego de ceder calor al crudo en estas dos etapas es almacenado para formular distintos combustibles industriales. La formulación de combustibles industriales como R-6 y R-500, se realiza en promedio con 20% de material de corte, el cual en la mayoría de los casos es kerosene y con 80% del residual de la Unidad de Vacío (RUV). La temperatura de despacho de estos productos residuales debe mantenerse 21


por encima de 180°F, ya que es una condición requerida por el área Comercial de la Refinería para la atención de los clientes de la Planta de Ventas. Entonces, es necesario considerar el efecto de enfriamiento que se produce durante la preparación de los combustibles residuales, ya que el material de corte se encuentra generalmente a 80ºF. Mediante la siguiente fórmula determinamos la temperatura mínima requerida del RUV luego de ceder calor al crudo que ingresara a la desaladora. Entonces, luego de las dos etapas de intercambio de calor, la temperatura del RUV a la salida del intercambiador E-314, no debe ser inferior a 212°F, para así poder formular los productos residuales por sobre el límite de temperatura establecida para el despacho. Por lo anteriormente mencionado, y según los cálculos del anexo 3, los cuales se comprueban experimentalmente en el proceso, la carga al sistema de desalado no puede ser mayor a 4100 barriles por día (4.1 MBPD) en operación residuales. En el caso de asfalto (RUV), este proviene de la Unidad de Vacío aproximadamente con una temperatura de 350°F. Al diferencia del caso anterior, la temperatura de despacho de asfaltos no debe ser menor de 300°F. Los asfaltos provienen de Planta de Procesos en especificación, y luego de ceder calor en los intercambiadores E-315 y E-314, son almacenados en sus respectivos tanques de almacenamiento. Es así, que según los cálculos del anexo 4, los cuales se comprueban experimentalmente, de la misma manera que en el caso anterior, la carga al sistema de desalado no puede ser mayo a 1900 barriles por día (1.9 MPD) en operación asfaltos. Si bien el sistema de desalado puede trabajar en el rango de carga expuesto anteriormente, la bomba de carga a la Unidad de Destilación (P-1/1B), no está diseñada para operar a la temperatura de salida del crudo de la desaladora (200°F), por lo que solo el 30% de la carga total a la Planta de Proceso es crudo desalado. El porcentaje restante de crudo desalado, es regresado al tanque de crudo (recirculación) o transferido a otro tanque, lo cual agudiza la limitada capacidad de almacenamiento de crudo, porque recircular un tanque de crudo 22


y al mismo tiempo calentarlo, genera que el contenido de sales y el BSW aumenten paulatinamente.

8.2.2. Variables de Proceso Característica del Combustible (límites máximos) HFO1 Azufre % en masa 2 Cenizas % en masa 0.05 Vanadio mg/Kg 100 Sodio mg/Kg 50 Sodio, antes del motor mg/Kg 30 Aluminio +Silicio mg/Kg 30 Aluminio + Silicio, antes del motor mg/Kg 15 Residuos de carbón Conradson % en masa 15 Asfaltenos % en masa 8 CCAI 850

HFO2 2.0-5.0 0.05-0.20 100-600 50-100 30 30-80 15 15-22 8-14 850-870

MONITOREO DE CORROSIÓN CON PROBETAS DE POLARIZACIÓN LINEAL FECHA

TK 1300

V - 125 OUTLET

V - 126 OUTLET

TOPPING PLANT

MPY

MPY

MPY

OCT-23-05

<0,1

0,2

0,3

NOV-14-05

<0,1

0,4

9,3

DEC-28-05

<0,1

0,4

1,1

JAN-08-06

<0,1

0,3

1,2

Feb-14-06

<0,1

0,2

1,2

SEMANAS

PAR METRO

UNIDAD

1

2

pH

-

5,84

5,73

pH Saturación Ensayo al Mármol

-

6.25

6.23

Temperatura

°C

119,0

120,0

Dureza Total

mg/l CaCO3

20,00

23,00

Dureza Cálcica

mg/l CaCO3

16,00

18,00

Dureza Magnésica

mg/l CaCO3

4,00

5,00

mg/l

1,16

1,36

Hierro

23

Universidad Tecnológica Equinoccial Desalado Electrostático Alcalinidad Total

mg/l CaCO3

40,00

38,00

Alcalinidad Fenoftaleina

mg/l CaCO3

0,00

0,00

372,54

364,44

7,00

8,00

NaCL Sulfato

mg/l mg/l (SO4)-

Sólidos totales

mg/l

-

-

CO2

mg/l

50

53

O2

mg/l

<0.1

<0.1

Presión

PSI

90

92

Cloruro

ppmCl

225,8

220,9

Calcio

ppm Ca

6,4

7,2

Magnesio

ppm Mg

1

1,2

49

46

-1,12

-1,11

-0.41

-0.50

Bicarbonato SI(ODDO-TOMSON) Índice Saturación Langelier -

ppm (HCO3)Tendencia

Conclusiones: 

Se profundizo sobre el tema de desalado electrostático llegando a la conclusión que proceso de desalación consiste en la remoción de las pequeñas cantidades de sales inorgánicas, que generalmente quedan disueltas en el agua remanente, mediante la adición de una corriente de agua fresca (con bajo contenido de sales) a la corriente de crudo deshidratado.



Se realizaron dos diagramas de Flujo de diferentes empresas, que siguen un proceso parecido , con diferentes variables operacionales.



Se investigó sobre los componentes de un desalador electrostática llegando a la conclusión

que La desaladora en una unidad de

destilación de crudo es una sección crítica de la planta. Su propósito es remover sales y agua del crudo mediante fuerzas electrostáticas y permitir un mayor tiempo de residencia para la separación.

24


Bibliografía 

Anisabel, F. (Octubre de 2011). Universidad Simón Bolivar, Decanato de Esrudios Profesionales. Recuperado el 18 de Enero de 2016, de Diseño

de

una

planta

de

desalación

de

crudo

a

escala

banco:

http://159.90.80.55/tesis/000144907.pdf 

Gustavo, T. (2009). La unidad de destilación primaria de la Refineria de Conchan. Recuperado el 19 de Enero de 2016, de Universidad Nacional

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Ingeniería:

http://cybertesis.uni.edu.pe/bitstream/uni/951/1/tealdo_bg.pdf 

Shirley, M. (30 de Enero de 2015). Estrucplan on line. Recuperado el 18 de

Enero

de

2016,

de

Desidratación

del

crudo

parte

3:

http://www.estrucplan.com.ar/Producciones/entrega.asp?IdEntrega=312 9

25

DESALADO ELECTROSTATICO

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