Introducción
Generalmente, el agua producida con el crudo existe parcialmente como agua libre y parc parcia ialm lmen ente te como como agua agua en emul emulsi sión. ón. En algu alguno noss caso casos, s, cuan cuando do la rela relaci ción ón aguaaguahidrocarburo es muy alta, la emulsión hidrocarburo en agua es más rara que la emulsión agua en hidrocarburo. El agua libre producida con el crudo es definida como el agua que podr podráá sepa separas rasee del crud crudo o por por grav graved edad. ad. Para Para sepa separar rar el agua agua emul emulsi sifi fica cada da exis existe ten n trat tratam amien iento toss
como como,,
trat tratam amie ient ntos os
térm térmic icos os,,
trat tratam amie ient ntos os
quím químic icos os,,
trat tratam amie ient ntos os
electr electrost ostáti áticos cos,, o una combin combinació ación n de todos todos estos estos podría podría ser necesar necesario io sumado sumado a la separación producida por la gravedad. Es una gran ventaja separar el agua libre del crudo y así minimizar los costos por tratamientos de emulsiones.
Deshidratación de Crudos
La deshidratación de crudos es el proceso mediante el cual se separa el agua asocia asociada da con el crudo, crudo, ya sea en forma forma emulsi emulsionad onadaa o libre, libre, hasta lograr lograr reduci reducirr su contenido a un porcentaje previamente especificado. Generalmente, este porcentaje es igual o inferior al 1 % de agua. Una parte del agua producida por el pozo petrolero, llamada agua libre, se separa fácilmente del crudo por acción de la gravedad, tan pronto como la velocidad de los fluidos es suficientemente baja. La otra parte del agua está íntimamente combinada con el crudo en forma de una emulsión de gotas de agua dispersadas en el aceite, la cual se llama emulsión agua/aceite (W/O), como se muestra en la figura.
Microfotografía de una emulsión agua en petróleo crudo
¿Dónde y cómo se producen las emulsiones agua en petróleo?
El agua y el aceite son esencialmente inmiscibles, por lo tanto, estos dos líquidos coexisten como dos líquidos distintos. La frase “aceite y agua no se mezclan” expresa la mutua insolubilidad de muchos hidrocarburos líquidos con el agua. Las solubilidades de hidrocarburos son bajas, pero varían desde 0,0022 ppm para el tetradecano hasta 1.760 ppm para para el benceno benceno en agua. agua. La presenc presencia ia de dobles dobles enlace carbono-c carbono-carb arbono ono (por (por ejemplo alquenos y aromáticos) incrementan la solubilidad del agua. El agua está lejos de ser soluble en hidrocarburos saturados (por ejemplo: parafinas o alcanos) y su solubilidad disminuye con el incremento del peso molecular de los hidrocarburos. Durante las operaciones de extracción del petróleo, la mezcla bifásica de petróleo crudo y agua de formación se desplazan en el medio poroso a una velocidad del orden de 1 pie/día, lo que es insuficiente para que se forme una emulsión. Sin embargo, al pasar por todo el aparataje de producción durante el levantamiento y el transporte en superficie (bombas, válvulas, codos, restricciones, etc.) se produce la agitación suficiente para que el agua se disperse en el petróleo en forma de emulsión W/O estabilizada por las especies de activ activid idad ad inter interfa faci cial al pres presen ente tess en el crud crudo. o. Las Las emul emulsi sione oness form formada adass son son macroemulsiones W/O con diámetro de gota entre 0,1 a 100 µm.
Existen tres requisitos esenciales para formar una emulsión: • Dos líquidos inmiscibles, como el agua y el aceite. • Suficiente agitación para dispersar uno de los líquidos en pequeñas gotas en el otro. • Un agente emulsionante para estabilizar las gotas dispersas en la fase continua. En los pozos que se producen por levantamiento con gas (Gas-lift), la emulsión es causada principalmente en dos lugares: En el punto donde el “gas lift” es introducido y en la cabeza del pozo. Cuando se utiliza un proceso intermitente, la emulsión generalmente es creada en la cabeza del pozo o en el equipo en superficie. Para el proceso continuo, la mayor parte de la emulsión es formada formada en fondo de pozo, en el punto de inyección inyección de gas. En los campos petroleros las emulsiones de agua en aceite (W/O) son llamadas emulsiones directas, mientras que las emulsiones de aceite en agua (O/W) son llamadas
emulsiones inversas. Esta clasificación simple no siempre es adecuada, ya que emulsiones múlt múltip iples les o compl complej ejas as (o/W (o/W/O /O ó w/O/ w/O/W) W) puede pueden n tamb tambié ién n ocur ocurri rirr. Adem Además ás,, esta esta clasificaci clasificación ón es muy particular particular de la industria industria petrolera, petrolera, ya que en general las emulsiones emulsiones O/W son denominadas emulsiones normales y las W/O son las inversas. En las emulsiones directas, la fase acuosa dispersa se refiere generalmente como agua y sedimento (A&S) y la fase continua es petróleo crudo. El A&S es principalmente agua agua salina salina;; sin embarg embargo, o, sólido sólidoss tales tales como como arena, arena, lodos, lodos, carbona carbonatos tos,, produc productos tos de corrosión y sólidos precipitados o disueltos se encuentran también presentes, por lo que A&S también es llamada Agua y Sedimento Sed imento Básico (A&SB). Otra terminología en la industria petrolera es clasificar las emulsiones directas producidas como duras y suaves. Por definición una emulsión dura es muy estable y difícil de romper, principalmente porque las gotas dispersas son muy pequeñas. Por otro lado, una emulsión suave o dispersión es inestable y fácil de romper. En otras palabras, cuando un gran número de gotas de agua de gran diámetro están presentes, ellas a menudo se separan fácilmente por la fuerza gravitacional. El agua que se separa en menos de cinco minutos es llamada agua libre. La cantidad de agua remanente emulsionada varía ampliamente desde 1 a 60 % en volum volumen. en. En los los crud crudos os medi median anos os y livi livian anos os (>20 (>20 °API °API)) las las emul emulsi sione oness cont contien ienen en típic típicam ament entee de 5 a 20 % volum volumen en de agua, agua, mient mientra rass que que en los los crudo crudoss pesa pesado doss y extrapesados (<20 °API) tienen a menudo de 10 a 35 % de agua. La cantidad de agua libre depende de la relación agua/aceite y varía significativamente de un pozo a otro. En este trabajo, la palabra “agua” significa agua producida y es una salmuera conteniendo cloruro de sodio y otras sales. La inyección de vapor y la inyección de agua a yacimientos son factores que promueven la formación de emulsiones. e mulsiones.
Deshidratación de Gas Natural
Algunos pozos de gas natural suministran gas con un grado de pureza muy alta que es prácticamente metano puro. De cualquier forma, la mayoría de los hidrocarburos son
mezclas complejas de cientos de diferentes compuestos. Un típico fluido de un pozo es una mezcla mezcla constantemen constantemente te expansiva expansiva de gases e hidrocarbur hidrocarburos os íntimamente íntimamente mezclada con agua, sólidos y otros contaminantes, con gran velocidad y turbulencia. Los procesos de remoción de contaminantes pueden ser divididos en dos grupos: desh deshid idra rata taci ción ón y puri purifi fica caci ción ón.. Las Las razo razone ness prin princi cipa pale less de la impo import rtan anci ciaa de la deshidratación del gas natural incluyen las siguientes: 1. El agua liquida y el gas natural pueden formar hidratos parecidos al hielo que
pueden obstruir válvulas, tubería, etc. 2. El gas natural que contiene agua liquida es corrosivo, particularmente si contiene
CO2 o H2S. 3. El vapor de agua utilizado en los gasoductos de gas natural pueden condensarse
causando condiciones lentas de flujo. 4. El vapor de agua aumenta el volumen y disminuye el valor calorífico del gas
natural, por lo tanto se reduce la capacidad de la línea. 5. La deshidratación del gas natural antes del procesamiento criogénico es vital para
prevenir la formación de hielo en los intercambiadores de calor de baja temperatura. De estas, la razón más común de deshidratación es prevenir la formación de hidratos en los gasoductos. Los hidratos de gas natural son compuestos sólidos cristalinos formados por la combinación de gas natural y agua bajo presión a temperaturas considerablemente por encima del punto de congelación del agua. En la presencia de agua libre, los hidratos se formaran cuando la temperatura este por debajo del punto llamado temperatura del d el hidrato. La formac formación ión del hidrat hidrato o es comúnme comúnmente nte confundi confundida da con la condens condensaci ación. ón. La diferencia entre ambas debe ser claramente entendida. La condensación del agua del gas natural bajo presión ocurre cuando la temperatura esta en el punto de rocío o por debajo del mismo a esa presión. El agua libre obtenida bajo estas estas condic condicion iones es es esenci esencial al para para la formac formación ión de hidrat hidratos os que ocurri ocurrirá rá el punto punto de temperatura del hidrato o por debajo de bajo de ese punto a esa misma presión.
Durante el flujo de gas natural, es necesario evitar condiciones que faciliten la formación de hidratos. Esto es esencial ya que los hidratos pueden atorar el flujo, líneas de superficie y otro equipo. La formación de hidratos en el flujo resulta en un valor menor de las presiones medidas de la boca del pozo. En un medidor de la tasa de flujo, la formación de hidratos genera una aparente tasa de flujo flujo mas baja. La formación formación excesiva de hidratos también puede bloquear completamente las líneas de flujo y el funcionamiento del equipo. De ahí la necesidad de prevenir la formación de los hidratos es obvia, es la manera más sencilla de eliminar los hidratos es para remover substancialmente el agua de flujo del gas natural. El método más eficiente para remover el agua presente en el flujo de gas natural es por adsorción con un desecante sólido como un filtro molecular o alúmina activada. Otra aplicación importante para el secado con desecante es el licuado del gas natural. El metano es convertido a líquido por medio de un proceso de criogénico a -285°F (-176°C) y presión atmosférica. Existe una reducción del volumen de 600 a 1. Como liquido, grandes volúmenes de metano pueden ser transportados y/o almacenados. Las compañías de gas natural licuan y almacenan gas (1 a 20 MMSCFD) durante periodos de baja demanda y utilizan el gas líquido almacenado durante periodos con alta demanda. El gas natural localizado en áreas remotas puede ser licuado y transportado a los lugares de demanda. Las secadoras son utilizadas por los bajos puntos de rocío requeridos para la producción criogénica de LNG (Gas Natural Licuado). Separadores gas-líquido
Los separadores horizontales o verticales sirven para separar el gas asociado al crudo que proviene desde los pozos de producción. El procedimiento consiste en que la mezcla mezcla de fluidos entrante entrante choca con las placas de impacto impacto o bafles desviadores desviadores a fin de promover promover la separación separación gas-líquido gas-líquido mediante la reducción reducción de velocidad velocidad y diferencia de densidad. El número de separadores varía en función del volumen de producción de gas y petróleo en las estaciones. Se identifican cuatro secciones de separación: a) Separación primaria: Comprende la entrada de la mezcla crudo-agua-gas. b) Separación Separación secundaria: secundaria: Está representada representada por la etapa de separación separación máxima de líquido por efecto de gravedad.
c) Extracción Extracción de neblina: neblina: Consiste en la separación separación de las gotas de líquido líquido que aún contiene el gas. d) Acumulación Acumulación de líquido: líquido: Está constituid constituidaa por la parte inferior inferior del separador separador que actúa como colector, colector, posee control de nivel mediante mediante un flotador flotador para manejar manejar volúmenes de líquidos obtenidos durante la operación. Los separadores verticales operan con mayor eficiencia a una baja relación gas petróleo menor de 500 pie3/barril, mientras que los separadores horizontales poseen mayor área superficial y tienen controladores de espumas. En la figura 18 se muestran un tren de tres separadores verticales.
Tren de separación (separadores de alta presión, de baja y d e prueba) Separadores gravitacionales
El asenta asentamie miento nto gravit gravitaci acional onal se lleva lleva a cabo cabo en grandes grandes recipi recipient entes es llamad llamados os tanques, sedimentadores, tanques de lavado, “gun barrels” y eliminadores de agua libre (EAL (EAL ó “Fre “Freee Water ater Knoc Knockou koutt FW FWK” K”). ). Los elim elimin inado adores res de agua agua libr libree (EAL) (EAL) son son utilizados utilizados solamente solamente para remover remover grandes grandes cantidades cantidades de agua que es producida producida en la corriente, pero que no está emulsionada y se asienta fácilmente en menos de 5-20 minutos,
figura 19. El crudo de salida de un EAL todavía contiene desde 1 hasta 30 % de agua emulsionada. En el interior de estos recipientes que son de simple construcción y operación, se encuentran bafles para direccionar el flujo y platos de coalescencia. El agua es removida por la fuerza de gravedad y esta remoción provoca ahorros en el uso de combustible de los calentadores. Un calentador requiere de 350 Btu para calentar un barril de agua en 1°F, pero solamente requiere 150 Btu para calentar 1 barril de crudo en 1°F. El calentamiento de agua, aparte de que es un desperdicio de energía provoca problemas de incrustación y requ requie iere re del uso uso adici adiciona onall de trat tratam amien iento to quím químic ico o muy muy cost costos oso o para para preve preveni nirr la incrustación. Los eliminadores de agua libre (EAL), no son lo mejor ya que ellos solo remueven el agua libre. Están protegidos por ánodos de sacrificio y por aditivos para prevenir la corrosión por el efecto del agua de sal.
Separador vertical FKW Coalescedores Electroestáticos
Los procesos de deshidratación electrostática electrostática consisten en someter la emulsión emulsión a un campo eléctrico intenso, generado por la aplicación de un alto voltaje entre dos electrodos. Este Este dispos dispositi itivo, vo, general generalmen mente te tiene tiene
caracte caracterís rísti ticas cas similar similares es a los de los equipos equipos de
sepa separa raci ción ón mecá mecáni nica ca pres presur uriz izad ados os,, añadi añadien endo do a ésto éstoss el sist sistem emaa de elec electr trodo odoss y de generación de alto voltaje. La aplicación del campo eléctrico sobre la emulsión induce a la formación de dipolos eléctricos en las gotas de agua, lo que origina una atracción entre ellas, incrementando su contacto y su posterior coalescencia. Como efecto final se obtiene un aumento del tamaño de las gotas, lo que permite la sedimentación por gravedad. Un deshidratador electrostático está dividido en 3 secciones, figura 21. La primera secc secció ión n ocupa ocupa apro aproxi xima mada dame mente nte el 50% de su longi longitu tud d y es llam llamad adaa “Sec “Secci ción ón de calentamiento”. La segunda sección es llamada “Sección central o control de nivel” y esta ocup ocupaa por por alre alrede dedo dorr del del 10% 10% de su long longit itud ud ubic ubicad adaa adya adyace cent ntee a la
secc secció ión n de
calentamiento. La tercera sección ocupa el 40% de la longitud del deshidratador y es denominada “Sección de asentamiento” del agua suspendida para producir crudo limpio. Las parril parrillas las de electr electrodos odos de alto alto voltaj voltajee están están locali localizad zadas as en la parte parte superi superior or del recipiente, arriba de la interfase agua-aceite.
Deshidratador electrostático Entre las ventajas que posee los deshidratadores electrostáticos en comparación con los sistemas sistemas de tanques tanques de lavado es que son menos afectados afectados en su operación operación por las características de los crudos (densidad, viscosidad), agua o agentes emulsionantes, ofrecen mayor flexibilidad, el tiempo de residencia asociado es relativamente corto y por otra parte, son de menor dimensión. Además, con el tratamiento electrostático se obtiene una mejor calidad calidad del agua separa separada da y una mayor flexibili flexibilidad dad en cuanto cuanto a las fluctuaci fluctuaciones ones o variaciones en los volúmenes de producción (Guzmán et al., 1996).
Tratamiento del Agua Producida
La producción de Crudo y Gas Natural está usualmente asociada con la producción de agua. Durante la fase temprana de vida de los pozos, la producción de agua libre con el crudo y el gas es algo que se experimenta normalmente. Sin embargo, el agua como tal será producida después. El agua producida puede ser agua que existe dentro de los reservorios de petróleo como fondos de agua. Alternativamente el agua puede ser producida como resultado de operaciones de inundaciones de agua, donde el agua es inyectada en el reservorio para mejorar la recuperación. La produc producció ción n de agua presenta presenta serios serios problema problemass de operac operación ión,, económ económico icoss y ambientales, La producción de agua con el crudo o gas natural reduce la productividad del pozo debido al incremento de la perdida de presión a través del sistema de producción. La presencia de hidrocarburos en el agua hace difícil la inyección de la misma en los pozos como agua de inyección para operaciones operaciones de recuperación. recuperación. Esto es debido a que las gotas de hidrocarburo puede causar severos taponamientos en la formación. Sistema de tratamiento de Agua
En general, el agua producida debe ser tratada antes de ser dispuesta o inyectada en el reservorio. El propósito del tratamiento es remover el suficiente hidrocarburo del agua hasta que la cantidad remanente sea apropiada para la disposición o inyección de la misma. Como por ejemplo agua de inyección en reservorios de producción o como agua dispuesta para ser enviada al mar en la cual la misma será regulada por po r leyes ambientales. Equipos de Tratamiento de Agua
Los equipos de tratamient tratamiento o de agua son esencialmente esencialmente similares similares a los trifásicos, trifásicos, es decir decir separad separadores ores aceite-ag aceite-aguaua-gas gas.. La difere diferenci nciaa princi principal pal es que para para el equipo equipo de tratamiento de agua, el agua es la fase continua y el hidrocarburo es un pequeño volumen de la mezcla del fluido. Filtros
En este método de tratamiento de agua, el agua producida es pasada a través de un lecho de poros, normalmente arena, donde el hidrocarburo es atrapado en el medio filtrante. A menos que se usen dos filtros en paralelo, el que está saturado será bloqueado y se
realiz realizará ará retrol retrolava avado do al mismo mismo usando usando agua agua o solvent solvente. e. El fluido fluido de result resultante ante será disp dispue uest sto o apro apropi piada adame ment nte, e, lo cual cual suma suma más más comp compli lica caci ción ón y costo costoss al proc proces eso o de tratamiento de agua. Precipitadores
En este método, el agua producida es dirigida a través de un lecho de material poroso, tal como un tamiz, ubicado dentro del tambor horizontal que es similar en diseño al separador trifásico, el tambor es usado para promover la coalescencia de las gotas de hidroc hidrocarb arburo uro.. El flujo flujo de gotas gotas de hidroc hidrocarb arburo uro produc producto to de la coalesce coalescenci nciaa entra entra en contacto en contracorriente con el flujo de agua que baja el cual puede ser desnatado y enviado fuera del d el tambor. Tanques de Desnatado
El tanque de desnatado es un equipo sencillo usado para el tratamiento tratamiento primario del agua producida. producida. Estos tanques tanques son similares similares en forma, componentes componentes y funciones funciones..
Sin
embargo, su diseño está asociado con tratamiento atmosférico, por cuanto el tanque es usado cuando el tratamiento es desarrollado bajo condiciones de presión por encima de la presión atmosférica. Estos equipos son normalmente grandes en volumen para así proveer un tiem tiempo po de resi reside denc ncia ia sufi sufici cien ente teme ment ntee larg largo o (10-3 (10-30 0 min) min) para para la coal coales escen cenci ciaa y separación por gravedad de las gotas de hidrocarburo.
Esquema Esquema de un Skimmer Horizontal
Conclusión
1. El crudo, crudo, normalment normalmentee cuando es extraí extraído do del pozo viene viene con cierta cierta cantidad cantidad de agua libre, pero también con agua en emulsión. 2. El agua agua es un componen componente te que le resta resta valor valor comerc comercial ial por por lo que se hace hace necesario eliminarla o disminuirla en el crudo. 3. Existe Existen n proceso procesoss y equipo equiposs especi especializ alizado adoss para para dismin disminuir uir el porcent porcentaje aje del agua en el crudo. 4. El agua agua libre libre es más más fácil fácil de eliminar eliminar que que el agua agua en emulsión. emulsión. 5. Es preferi preferible ble elimin eliminar ar el agua libre libre debido debido que la eliminaci eliminación ón del agua en emulsión es más costosa.
Bibliografía
Deshidratación de Crudo; Principios y Tecnologías Shirley Marfisi y Jean Louis Salager, Salager, Deshidratación David Jones y Peter Pujadó, Handbook Pujadó, Handbook of Petroleum Processing Efrain Barberii, El Barberii, El Pozo Ilustrado
