Modulo II Tratamiento de Aguas y Deshidratación

DESHIDRATACIÓN DEL DEL CRUDO

FACIL FA CILIDADES IDADES DE PRODUCCIÓ PRODUCCIÓN N

DESHIDRATACIÓN

• La deshidratación consiste en separar el agua del petróleo.

• El agua presente en el petróleo proviene de: • Reservorio. • Métodos de recuperación secundaria y terciaria (Inyección de agua o vapor en el reservorio).

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DESHIDRATACIÓN

• El agua en el petróleo se puede presentar en dos formas: 1. Agu Aguaa lib libre re 2. Agua emulsionada

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(Fácilil sep (Fác separa aración ción)) (Separación más especializada)

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FACILIDADES DE PRODUCCIÓN

RAZONES PARA REMOVER EL AGUA

• Un alto nivel de agua reduce la capacidad de bombeo y trasporte. • Un pequeño porcentaje de agua emulsionada, incrementa los costos de bombeo. • El agua puede causar problemas de corrosión y escala. • Altos contenidos de agua altera las condiciones de operación en las torres de fraccionamiento.

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TEOR A Í A DE EMULSIONES

Una emulsión es una mezcla de dos líquidos inmiscibles, uno de los cuales está disperso como gotas en el otro.

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a) Emulsiones Agua en Petr ó leo (W/O)


b) Emulsiones de Petr ó leo en Agua (O/W)

c) Emulsiones Multif ásicas Corresponde a los dos tipos de emulsiones simult áneamente

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FUENTES DE PRODUCCIÓN DE EMULSIONES

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• En la recuperación primaria. • Cuando se emplean métodos de recuperación secundaria y terciaria. • Equipos usados para aumentar la producción (Ej. Bombas de subsuelo) • En tratamiento químicos de pozos productores (Ej. Inhibidores de corrosión) • Nuevos y mejorados métodos de recuperación. (Ej. Uso de surfactantes)

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PROPIEDADES DE LAS EMULSIONES

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PROPIEDADES DE LAS PROPIEDADES LA S EMULSIONES

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1. 2. 3.

FORMACIÓN DE EMULSIONES

Se necesitan 3 condiciones para estabilizar una emulsión: Los líquidos deben ser inmiscibles. Presencia de un agente emulsionante. Realización de trabajo mecánico (Ej. Agitación)

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MÉTODOS DE TRATAMIENTO

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ELIMINACIÓN DE AGUA

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• •


Factores involucrados en el tratamiento de emulsiones de agua en petróleo incluyen: La ruptura de la película que rodea a las gotas de agua y la coalescencia de ellas para formar gotas más grandes. La decantación de las gotas de agua, durante o después de la coalescencia.

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TEOR A Í A DE L A DEMULSIFICACIÓN

TENSIÓN SUPERFICIAL •

La teo eorría de qu quee la ru rupt ptur uraa de la lass emu muls lsio ione ness de de petróleo es causada por una reducción en la tensión superficial.

•

La ex exp plilica cacció iónn más más ace cept ptaada es qu quee la la sup super erffic icie ie interfacial entre los componentes dispersos y los componentes continuos, es modificada y alterada

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ELIMINACIÓN DE AGUA

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FACTORES QUE AFECTAN LA ESTABILIDAD DE LAS EMULSIONES

Ley de Stokes V t =

1.78 ×10

−6

(ΔS .G.)(d m )

2

μ

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a)

TEMPERATURA

•

La adición o sustracción de calor cambia la viscosidad del petróleo y las características interfaciales de la emulsión.

•

Se incrementa el movimiento browniano de las gotas de agua dentro del petróleo.

•

En ocasiones, el calor añadido puede romper la película estabilizadora de la emulsión.

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TEOR A Í A DE LA DEMULSIFICACIÓN

TEMPERATURA • Al añadir calor, se produce un cambio en el estado de la película y la viscosidad disminuye de la fase continua (Crudo).

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b)

VISCOSIDAD

•

La viscosidad de un líquido puede ser considerada como la resistencia al flujo. A mayor viscosidad mayor resistencia a fluir.

•

Un petróleo de alta viscosidad requiere más tiempo para que las gotas de agua coalescan.

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Efecto de la Temperatura

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c) GRAVEDAD ESPECÍFICA

•

La gravedad específica del petróleo y del agua tienden a producir estabilidad en la emulsión.

•

En emulsiones W/O, un petróleo con alta gravedad específica tiende a retener por más tiempo las gotas de agua en suspensión que uno con baja gravedad específica.

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Temperatura Vs. Densidad del Agua y Crudo

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d)

PORCENTAJE DE AGUA Y TAMAÑO DE LAS GOTAS

•

La emulsificación ocurre en un amplio rango de mezclas de petróleo con agua. Un pequeño porcentaje de agua en petróleo a menudo se emulsiona de modo más fuerte y permanente que una gran cantidad. Gotas más grandes: Emulsión Inestable Gotas pequeñas: Emulsión Estable

• • •

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e) EDAD DE LA EMULSIÓN

•

Las emulsiones de petróleo son sistemas que no tienen un equilibrio estable.

•

La estabilidad de las emulsiones se incrementa con la edad o el tiempo, lo cual incrementa su resistencia a la deshidratación.

f)

GRADO DE AGITACIÓN O TURBULENCIA.

• 4/27/2010

Mayor turbulencia

Emulsión Estable E-INPSA

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TRATAMIENTO DE EMULSIONES

Métodos de tratamiento

•

Deshidratación eléctrica: destruye la tensión superficial en cada gota y orienta en un campo eléctrico positivo y negativo. Funciona bien con contenido de agua menor al 25 %

•

Deshidratación química: surfactantes de alto peso molecular que rompen interface y agrupan las gotas de agua en grandes para que decanten.

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Ley de Stokes V t

=

V t

=

0 .78 r 2 (σ w

)

μ o Velocidad de asentamien to , cm / hr radio de gota , micras

r =

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− σ o

σ w

=

densidad relativa del agua

σ o

=

densidad relativa del crudo

μ o

=

vis cos idad del crudo , cp E-INPSA

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SEPARADOR HORIZONTAL VERTICAL Y ESFÉ ESFÉRICO

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Temperatura, tamaño de gota, densidad Vs. Velocidad de Sedimentación Densidad Densidad del agua del crudo

T, °C 43 43 65 65

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1.02 1.02 1.01 1.01

0.84 0.84 0.83 0.83

Viscosidad del crudo, cp r, micras 6.50 6.50 3.15 3.15

10.00 100.00 10.00 100.00

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TANQUE DE LAVADO

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LAVADO DE UNA EMULSIÓN

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CARGA ELECTRÓNICA •

Los agentes emulsificantes son cuerpos polares que funcionan por sus cargas electrónicas y cualquier disturbio de éstas, por arrastre de los electrones de las moléculas, resultará en la ruptura de la emulsión.

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Campo El éctrico Sobre Gotas de Agua

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Deshidratador Electrost ático Típico

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SEPARACIÓN ELECTROST Á TICA

APLICACIÓN DE LA ELECTRICIDAD • Proceso de coalescencia en presencia de un campo eléctrico. • • •

Atracción Bipolar. Electroforesis. Di electroforesis.

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CAMPO EL ÉCTRICO SOBRE GOTAS DE AGUA

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CAMPO EL ÉCTRICO SOBRE GOTAS DE AGUA

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TRATADOR MIXTO ELECTROMEC Á NICO

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FACILIDADES DE PRODUCCIÓN Alta Densidad (baja gravedad API) Alta Viscosidad

Emulsificación Tamaño de gota/ partícula pequeño Alto contenido de sólidos Slide 64

EL RETO DE LOS CRUDOS PESADOS

• Mientras la densidad se aproxima a la del agua, la fuerza de arrastre para la separación se reduce.

•

Viscosidades más altas que en crudos más livianos, por su composición química, estabiliza la emulsión y sólidos suspendidos

•

La viscosidad aumenta con el corte de agua y la cantidad de emulsión estable hasta el punto de inflexión..

• Emulsificantes naturales contribuyen a la • •

estabilidad y complejidad de la emulsión. Tamaños pequeños de gotas comprometen coalescencia y separación, sobre todo en sistemas estáticos. Crudos pesados contienen mayor cantidad de sólidos que crudos livianos, ya que más sólidos son sacados de la formación.

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ALTA DENSIDAD Y VISCOSIDAD

FACILIDADES DE PRODUCCIÓN 2

Ley de Stocks: v g =

d

(Δ ρ )

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g Agua

Crudo Liviano

Crudo Mediano

• Suficiente diferencia de densidad • Baja viscosidad • Tamaño de gota menos problemático

Crudo Pesado

Crudo Extra Pesado

• Pequeña diferencia de densidad • Viscosidad entre media y alta • Tamaño de gota problemático 5000 g

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MEJORANDO LA RELACIÓN DESEMPEÑO/TAMA ÑO

SEPARADORES CENTRIFUGOS

Centrífuga montada en una plataforma móvil para deshidratar crudos pesados. Puede procesar hasta 25,000 bpd (730 US gpm / 170 m3/h) de crudo pesado con un cont enido de agua entre 0 y 50%. Puede tratar crudos bajo los 11.5° API. Superficie de instalación: 3 x 3.3 m.

• Las unidades para separación centrifuga pueden ser fabricadas compactas, ajustable a instalaciones offshore • Las emulsiones se rompen en sus constituyentes básicos (crudo, agua y sólidos finos) • Partículas micrométricas y gotas de agua son removidas de manera eficiente • Crudos pesados, con densidad API bajo los 11.5° pueden ser tratados E-INPSA


FUNCIÓ FUNCIÓN OPTIPHASER CONTROL DE INTERFASE PARA UN DESEMPEÑ DESEMPEÑO ÓPTIMO

Entrada Salida Crudo Presión Posición La Transferencia posición La presión óptima resulta vía es dedisco La válvula decorrespondiente salida es a de en comunicada interfaz corte una columna óptima parapor unes de rango tubos fijadade fijada ainterfase valores en presión delalaválvula presión fracción entre de 0,5 pesada ingreso – 5,0 bar mayores a 0,1 bar

Boquilla de salida Optiphaser

Ingreso Salida

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FACILIDADES DE PRODUCCIÓN Crudo por el interior V Q

V C

A B C

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TRATAMIENTO QUIMICO Acción Química:

• • • •

Actúan sobre la Tensión Interfacial. Puede variar el pH de la fase acuosa. Actúa sobre la película rígida. Efecto sobre la carga eléctrica.

Un Demulsificante es Efectivo si Realiza Cuatro Funciones: 1. 2. 3. 4.

Una fuerte atracción en la interfase agua-crudo. Humecta los sólidos o a los agentes emulsificantes. La Floculación. La Coalescencia.

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•El éxito depende: * Adecuada cantidad de demulsificante. * Suficiente agitación para que se mezcle el demulsificante con la emulsión. * Donde sea necesario la adición de calor. * Separación del gas antes de asentamiento o decantamiento del agua. •* Suficiente tiempo para permitir el asentamiento.

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Evaluaci ó n econ ó mica del Tratamiento: •Cualquier reporte de costos no será completo ni exacto. •Los métodos de registro de costos varían entre las compañías •Es un grave error considerar que los costos de tratamiento pueden obtenerse simplemente multiplicando el número de galones de químicos por el costo por galón de los químicos. •Existen otros rubros que deben considerarse y se han clasificado en: Costos

de inversión Costos de producción Costos de mantenimiento

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SISTEMAS DE TRATAMIENTO DE AGUAS PARA ELIMINACION DE ACEITE RESIDUAL


INTRODUCCIÓN

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OBJETIVOS:

APLICAR PROCESOS DE TRATAMIENTO Y DEPURACIÓN DEL AGUA PARA PONERLA EN CONDICIONES PARA APLICARLA CON FINES DE RECUPERACIÓN SECUNDARIA O PARA VERTIRLA A UN MEDIO DE TAL MANERA QUE TENGA EL MENOR IMPACTO AL MEDIO AMBIENTE Y EL PROCESO SEA ECONÓMICO.

RECUPERACIÓN SECUNDARIA. DESECHO.

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DEPÓSITO DE PETRÓLEO EN UN YACIMIENTO

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RECUPERACION SECUNDARIA

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• • • • • • • • • • 4/27/2010

RECUPERACIÓN SECUNDARIA.

Inyección de agua. Inyección de gas natural. Métodos térmicos. Inyección de miscibles. Inyección de agua con polímeros. Inyección de surfactantes. Inyección de miscelas. Inyección de micro emulsiones. Inyección de gas inerte. Inyección de espumas. E-INPSA

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FUENTES DE AGUA PARA RECUPERACION SECUNDARIA

– Agua dulce de origen superficial. – Agua dulce de capas de aluvión. – Agua dulce de formaciones sub superficiales. – Agua salada de origen sub superficial. – Agua salada de origen oceánico. – Agua salada de la producción de crudo.

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EVACUACIÓN O DESECHO

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SEPARACIÓN DE CRUDO RESIDUAL

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SEPARACION DE CRUDO RESIDUAL

EQUIPO UTILIZADO PARA SEPARAR • • • •

Presas o Piscinas. Sistemas de Desnatado. Tanques. Separadores. – API. – Separadores de Flujo Cruzado. • Coalescedores de Placa. • Coalescedores de Medios Fibrosos. • Coalescedores de Medios Móviles. • Sistemas de Flotación. • Filtros Coalescedores. • Separación Ciclónica. 4/27/2010

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SU EFICIENCIA DEPENDE DE: • • • • • • • 4/27/2010

Las características del agua de producción: (Sales en solución) El grado de emulsión. El tamaño de las gotas. Tipo de crudo. Características de de la la ar arena y arcilla co contenidas. Los cambios en los caudales de producción. La concentración de aceite en la carga. E-INPSA

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Tipos de proceso Presas Tanques Sistemas flotación Coalescedores de placa Coalescedores de medios fibrosos

Coalescedores de medios móviles

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Promedio de Concentración(1) de aceite en el afluent e 35.4 41.9 33.5

Unidades analizadas 55 52 19

56.8

21

42

6

21.8

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Características Requieren gran área de terreno Versátil Ampliamente aplicable. Requiere limpieza periódica sólidos. Requiere frecuente reemplazo del filtro, la remoción de éste problema de operación. Se requiere frecuente lavado para mantener la conductividad hidráulica. Frecuente remoción de los sólidos suspendidos con las consecuentes Problemas operativos. Las instalainstalaciones requieren tanques para manejar el agua de lavado y para balance del flujo de entrada. Su instrumentación sofisticada requiere Supervisión constante.

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• Separadores API. • La forma más simple, emplea separación por gravedad. • Separador estandarizado por la API (estanque desnatador). • Ampliamente usado para tratar aguas de refinerías. • Usados en las instalaciones de contracorriente y grandes volúmenes de agua. • Consisten de grandes recipientes rectangulares de concreto o metálicos, poco profundos. • Divididos en canales paralelos y están diseñados para remover gotas de petróleo de 150 micras. • Los tiempos de contacto son de cerca de 30 minutos. • La concentración de descarga del petróleo es de entre 50 y 100 ppm. 4/27/2010

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INTERCEPTOR DE PLACA CORRUGADA (IPC)

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INTERCEPTOR DE PLACA PARALELA (IPP)

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SEPARADORES DE FLUJO CRUZADO

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SEPARADOR DE FLUJO CRUZADO

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•Conglutinadores. • Proveen una sólida superficie que puede ser contactada y mojada por pequeñas gotas de petróleo. • La acumulación de estas gotas de petróleo crea una espesa película de petróleo que se torna en fuente de grandes gotas. • La gravedad y el flujo del fluido causan que el exceso de petróleo de la película migre. • Las gotas grandes de petróleo se sueltan desde la superficie sólida y se separan de la fase acuática mucho más rápido que las pequeñas gotas originales de acuerdo a la Ley de Stokes.

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Formas de superficies conglutinadoras: •

Placas

•

Medios granulares.

•

Espuma esponjosa.

•

Serpentines de cartuchos cilíndricos.

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


Conglutinadores de placa.



Utilizan placas inclinadas (45 grados) separadas aproximadamente 0.5 pulgadas. Separación por gravedad el crudo del agua. Permiten a las gotas de petróleo ascender a la superficie de la placa. Permite la conglutinación y la captura. La restricción del número de Reynolds (menos de 400) asegura el flujo laminar y no sea afectada la capa de petróleo ascendente. Configuraciones. Interceptor de placa paralela (IPP). Interceptor de placa corrugada (IPC). Empleado en Separadores de flujo cruzado.

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• Los IPC son más baratos y más eficientes en la remoción de petróleo que los separadores con IPP. • Los separadores de flujo cruzado con IPP son más adecuados para cámaras de presión y cuando se espera agua cargada con una buena concentración de sedimentos. • Capaz de remover gotas de petróleo de 30-50 micras. • Los IPC pueden alcanzar 20 ppm concentraciones de petróleo efluente. • Puede remover gotas de hasta 30 micras de tamaño. • La razón de remoción de las gotas de petróleo/arena es normalmente 10:1. 4/27/2010

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Tamaño de placas coalescentes.

H W L

=

4 . 7 Q w h μ co s θ ( d m ) 2 ( Δ S .G .)

d m

= d i ám e t r o d e l a g o t a s d e c r u d o , m i c r as .

Qw

= Flujo de agua, BW PD .

θ

= á n g u l o d e l p la t o c o n re l ac i ó n a l a h o r i z o n t a l .

h

= D i s t an c i a p e r p e n d i c u l a r e n t r e p l a c as , i n .

μ

=

Δ S .G .

V i s c o s i d ad d e l a g u a , c p .

= D i fe r e n t a d e g r a v e d a d e s p e c í f ic a e n t r e e l c r u d o y a g u a .

H , W , L

= A l tu r a , a n c h o y lo n g i tu d d e l p aq u e t e d e p l ac a s p e r p e n d i c u l ar y p a r a l e lo a l f l u j o d e a g u a , p i es

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• Flotación. El proceso por el cual se forman finas burbujas de gas en el agua que atraen por sí mismas a las partículas de petróleo o sólidos y ayudan a sacarlos a la superficie del agua para recolección y remoción posterior.

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FLOTACION.

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FLOTACION.

• Caracteres de las unidades de flotación. – Introducción de burbujas de gas finamente dispersadas en la corriente a ser tratada. – Crear una zona de turbulencia mínima. – Medios para remover el material flotante de la superficie del agua.

• Clasificación de las unidades: – Flotación con gas disuelto. – Flotación con gas disperso.

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FLOTACION CON GAS DISUELTO.

– Aplicación de presión a la corriente total. – Aplicación parcial de presión a una corriente dividida. – Recirculación parcial.

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APLIACACIÓN DE PRESIÓN A LA CORRIENTE TOTAL.

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FLOTACION CON GAS DISUELTO:

APLIACACIÓN DE PRESIÓN A UNA CORRIENTE DIVIDIDA.

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RECIRCULACIÓN PARCIAL.

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RECIRCULACIÓN PARCIAL.

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FLOTACION CON GAS DISPERSO.

– Sistema impulsor eductor. – Unidad hidráulica eductora.

• El gas se dispersa mecánicamente en el agua utilizando ya sea un rotor mecánico o un inductor. • Se consigue aumentar la razón gas/agua más alta con el método de gas disperso. – Celdas de flotación con gas IGF. – Celdas de flotación con aire IAF.

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SISTEMA IMPULSOR EDUCTOR

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• Mecánica de flotación. – Generar burbujas de gas en cantidades favorables e igual distribución. – Causar una colisión entre las burbujas de gas y las gotas de petróleo. – Permitir que la espuma oleosa llegue a la superficie. – Desnatar la espuma cargada de aceite de la superficie.

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FACILIDADES DE PRODUCCIÓN SISTEMA IMPULSOR EDUCTOR


CELDAS DE FLOTACIÓ FLOTACIÓN

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SISTEMA IMPULSOR EDUCTOR

CELDAS DE FLOTACI ÓN

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CELDAS DE FLOTACIÓ FLOTACIÓN

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UNIDAD HIDR ÁULICA ÁULICA EDUCTORA

• Las unidades están disponibles en una, tres y cuatro celdas. • Contención de fugas de gas completa. • Sin partes internas. • Mantenimiento y operación simple. • Requerimientos de baja potencia. • Volumen reducido de desnatamiento (de 1 a 5% de tasa de servicio). • Control de desnatamiento interno conveniente. • Manejo efectivo de los daños. • Las unidades están diseñadas con un tiempo de contacto de 5 minutos basado en la capacidad normal. • Recirculación del agua por los eductores es del 125%. E-INPSA



UNIDAD HIDR Á ULICA EDUCTORA

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UNIDAD HIDR ÁULICA ÁULICA EDUCTORA

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FACILIDADES DE PRODUCCIÓN FLOTACION CON GAS DISPERSO. UNIDAD HIDR ÁULICA ÁULICA EDUCTORA

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SEPARADORES CICLÓNICOS.

• Separación por gravedad mejorada (Hidrocentrífugas) Utiliza la fuerza centrífuga para incrementar el campo gravitacional y consecuentemente incrementar en gran parte el efecto de flotabilidad en las gotas de petróleo. • Tipos: • Estático. • Dinámico.

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• Hidrocentrífugas Estáticas: – – – – –

Sección cilíndrica de remolino Sección de reducción concéntrica. Sección finamente ahusada (opcional). Sección paralela de cola. Requiere una mínima pérdida de presión de 100 PSI.

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FACILIDADES DE PRODUCCIÓN • •

•

HIDROCENTRÍFUGAS ESTATICAS.

Parámetros que inciden en la eficiencia: – Presión operativa: Superior a 150 PSIG. – Proporción del flujo de rechazo al flujo de entrada, entre 0.5 % al 3%. Características: – Sin partes móviles. – Óptima recuperación en un espacio mínimo. – Baja atención del operador. – El sistema tolera cambios en la concentración de flujo. – Insensible al movimiento. – Diseño modular. Beneficios: – Se requiere mínimo mantenimiento. – Reducción significativa del peso y del espacio sobre la flotación. – Bajos costos de operación, proceso estable. – Estable en un ambiente costero. – Fácil aumento de capacidad.

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AJUSTANDO EL DESEMPEÑO CON LA TASA DE FLUJO Ac eit e acumulad o Curva de eficienci a de separación

Curvas de eficiencia de separación centrífuga se ajustan fácilmente a la tasa de flujo

Distribución de tamaño de gotas Aceit e en agua 1.0

Guía general para las gotas más pequeñas separadas

10

100

Tamaño de got a, µm

CENTRÍFUGA DE DISCOS HIDROCICLONES CELDAS DE FLOTACIÓN 100……………………………………………………….. 2


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FACILIDADES DE PRODUCCIÓN Agua Producida por el interior

VC VQ

A B C

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PREDICIENDO EL DESEMPEÑO


Ac eite acumulad o Emisión Láser

Principio de obtención de tamaño por difracción láser de partículas

Lente Detector

Distribució n típica de tamaños de gota en agua de pozo de producci ón Impresión de una difracción láser de partículas

Curva de eficienci a de separación

Distribución de tamaño de gota Aceit e en agua 1.0

10

100


Análisis de campo de tamaño de gotas en agua usado para cálculo de desempeño

40 mg/l 25 mg/l 15 mg/l 5 mg/l

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HIDROCENTRÍFUGAS DINÁMICAS.

• Parámetros de eficiencia: – Presión de entrada en un rango amplio. – Razón de rechazo, no crítico. – El flujo de rechazo es constante. – Las velocidades rotativas altas, mejores rendimientos en la remoción del petróleo. • Características: – Velocidad rotativa: 1000 – 3000 RPM – Cilindro rotativo. – Entrada y salida axial. – Boquilla de rechazo – La rotación establece un "vórtice libre“ • Comparación estática contra dinámica: – Más efectivas al remover el petróleo del agua – Remueve las gotas más pequeñas de petróleo (15 micras contra 30 micras). E-INPSA


CALIDAD DEL AGUA

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ANALISIS DE COMPATIBILIDAD.

• Compatibilidad del agua intersticial y la de inyección. • Compatibilidad del agua de inyección con la roca de la formación. • Susceptibilidad del daño a la permeabilidad de la roca del yacimiento. • Problemas en el manejo del agua de inyección a las facilidades y al yacimiento. E-INPSA


PROBLEMAS DE MANEJO DEL AGUA.

• Corrosión: • Corrosión química. • Corrosión electroquímica y galvánica. • Corrosión bacteriana.

• Taponamiento u obstrucción del Sistema. • • • • • •

La incompatibilidad de las aguas. Material suspendido. Microorganismos. Productos de la corrosión. Hinchamiento de arcillas. Incrustaciones. E-INPSA


ANALISIS DE LA CALIDAD DE AGUA DE INYECCIÓN

• Tipos de Análisis. – Análisis de los sólidos suspendidos. – Concentración de petróleo en el agua. – Prueba del filtro de membrana para describir los efectos del tratamiento de los sólidos suspendidos y del crudo. – Prueba de corrosión. Existen varias técnicas para determinar las características de corrosión o incrustación del agua. • Resistencia eléctrica. • Hierro disuelto. • Testigos de corrosión.

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VALORES DE LA CLASIFICACION DE C.C. WRIGHT.

1 Inclinación ( Volumen filtrado-gasto de filtración)

2

3

5

10

20

RANGOS DE LOS VALORES DE LAS PRUEBAS CON FILTRO DE MEMBRANA. ( FILTRO DE 0.45 u) 0.0 – 0.09 1.1 – 0.29 3.1 – 0.49 0.5 – 0.99 1.0 – 1.79 1.8 - + Excelente Muy bueno Bueno Acep table Bajo Excesivo

Sólidos Filtrados (mg/l)

0 – 0.4 Despreciable

0.5 – 0.9 Muy bajo

1.0 – 2.4 Bajo

2.5 – 4.9 Moderado

5.0 – 9.9 Grande

10.0 o + Excesivo.

Incremento Total de Sulfuros (lb / día 2 / 1000pies )

0

Nulo

0.001 Muy Bajo

0.002 – 0.004 Bajo

0.005 – 0.009 Moderado

0.01 – 0.019 Grande

0.02 - o + Excesivo.

Incremento en la cuenta de Hierro (lb 2 / día / 1000 pies )

0

- Nulo

0.001- 0.011 Muy Bajo

0.012- 0.11 Bajo

0.12 - 0.59 Moderado

0.6 - 1.1 Grande

1.2 o + Excesivo

Bacterias Sulfato Reductoras ( Colonias /ml )

1

Nulo

2 - 5 Muy bajo

6 - 9 Bajo

10 - 20 Moderado

30 - 90 Grande

100 o + Excesivo

Cuenta total de bacterias. ( colonias / ml ).

0 Nulo

3 - 99 Muy Bajo.

100 - 999 Bajo

1000 - 9999 Moderado

10000 – 99999 Grande

100000 o + Excesivo

Ritmo de corrosión ( 30 días) -3 ( cupón aislado ) ,( pg x 10 / año )

0 Nulo

0.01 - 0.09 Muy Bajo

0.1 - 0.99 Bajo

1 - 4.9 Moderado

5 - 9.9 Alto

10 o + Excesivo

Profundidad de picadura ( 30 días ) -3 ( Cupón aislado ), ( pg x 10 / año )

0 Nulo

1 Poca prof.

1 - 3 Menor

4 - 5 Moderado

6 - 10 Profundo

10 . o + Excesivo.

Frecuencia de picaduras ( 30 días ) 2 ( Cupón aislado ), ( picaduras / pg )

0 Nulo

1 Muy bajo

2 Bajo.

3 Moderado

4/27/2010

4 Alto

5 o + Excesivo.

E-INPSA

141


4/27/2010


E-INPSA

142

Modulo II Tratamiento de Aguas y Deshidratación

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