UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA CARRERA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS Tema: “OPTIMIZACIÓN DE UN DESHIDRATADOR ELECTROSTÁTICO PARA CRUDO, EN UN CENTRO DE FACILIDADES DE PRODUCCIÓN (CPF), UTILIZANDO SOFTWARE ESPECIALIZADO”
TESIS DE GRADO PREVIA LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE TECNÓLOGA DE PETRÓLEOS. Autora: KAREN TATIANA ARCOS RON. Director de tesis: ING. FAUSTO RAMOS. QUITO - ECUADOR 2010
DECLARACIÓN
Del contenido de la presente Tesis se responsabiliza la señorita KAREN TATIANA ARCOS RON, todo el contenido del presente trabajo es de mi autoría y responsabilidad.
_____________________ _________________________________ _________________ _____ KAREN TATIANA ARCOS RON. C.I. 1500849706
III
CERTIFICACIÓN DEL DIRECTOR
Certifico que bajo mi dirección el presente trabajo fue realizado en su totalidad por
KAREN ARCOS RON.
______________________________________ Ing. Fausto Ramos Aguirre. M.Sc.
DIRECTOR DE TESIS
IV
DEDICATORIA
Este trabajo se lo dedico a DIOS, por ser el pilar fundamental de mi vida, quien me ha regalado la sabiduría para hacer realidad mis ideales de superación profesional, como también la fuerza necesaria para seguir adelante en todo momento y por saber guiarme por el camino correcto.
Con inmenso cariño y gratitud dedico esta tesis a mis Padres, que con esfuerzo, sabiduría, comprensión, paciencia y con mucho amor me han sabido guiar y apoyar durante toda mi vida gracias a ellos he podido lograr las metas que me he propuesto.
A mis queridas hermanas y sobrina por su gran ayuda y apoyo en todo momento.
A mis amigos y novio que con sus consejos, apoyo y compresión me han ayudado a seguir adelante y continuar en esta carrera.
Para todos ellos va dirigido este trabajo.
Karen Arcos Ron.
VI
AGRADECIMIENTO
Principalmente quiero agradecer a DIOS, que me ha bendecido con mi familia, la salud y por darme la oportunidad de cumplir mis sueños y culminar una etapa más de mi vida.
A mis Padres por ser siempre el apoyo y la inspiración de seguir adelante.
A la UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL que me brindo la oportunidad de educarme y adquirir los conocimientos para ser una profesional de bien.
Mi agradecimiento al Decano de la Facultad de Ciencias de la Ingeniería, Ing. Jorge Viteri Moya, por la atención y ayuda que me brindo en el transcurso de mis estudios en esta prestigiosa Universidad.
Un agradecimiento muy especial al Ing. Fausto Ramos, quien me supo guiar durante la realización de mi tesis de manera muy objetiva y transparente, brindándome sus conocimientos y consejos que han sido de mucha ayuda para culminar con éxito este proyecto.
A mis profesores de toda la carrera de Tecnología de Petróleos, que compartieron todos sus conocimientos y me brindaron una buena formación.
Karen Arcos Ron. VII
RESUMEN
La industria petrolera ecuatoriana en su fase de producción de crudos, tiene que modernizarse para aplicar las mejores tecnologías que permitan con eficiencia y eficacia optimizar los recursos y entregar el producto con las especificaciones que determina las normativas técnicas y los reglamentos de leyes como es el Acuerdo 014 del Ministerio de Recursos Naturales No Renovables.
El presente trabajo trata acerca de la optimización de un equipo de deshidratación electrostática de crudos el que está instalado en las facilidades de producción de la Empresa AGIP Oil Ecuador (AOE) que opera en el bloque 10 en la Provincia de Pastaza, para lo cual se describen los procesos de tratamiento térmico, físico, químico y eléctrico que se compendia en este solo equipo, luego se identifican las principales variables de operación que pueden ser manejadas por un software diseñado por la autora del trabajo en base Excel lo que permitirá determinar los valores de estas variables que deben introducirse al sistema SCADA que maneja las operaciones de manera automática, esto cada vez que las condiciones físico-químicas de los crudos a tratarse varíen. Como resultados del presente estudio se determina que la temperatura de operación del equipo puede disminuir, similar el tiempo de residencia del crudo en el equipo, se justifica así la optimización de recursos cuando la operadora puede disminuir a la mitad el tiempo de residencia y la cantidad de calor suministrada al sistema lo cual le permitirá tratar el doble de flujo de crudo que el actual, sin necesidad de incrementar el número de deshidratadores y disminuir la cantidad de combustible utilizado para el calentamiento. VIII
El Sistema SCADA es un software de control y adquisición de datos de campo de manera automatizada, pero no optimiza; existen otros tipos de software con este objetivo.
En este trabajo se demuestra que con los conocimientos adquiridos en la carrera universitaria se identifican las variables críticas del proceso las mismas que pueden ser simuladas y calculadas cada vez que las características de los crudos cambien. Los deshidratadores electrostáticos son los equipos más eficientes para lograr retirar residuos de agua de formación y principalmente el agua emulsionada en el crudo para que este cumpla con la especificación para el transporte ya que debe contener menos de 0,5% de agua. Un solo deshidratador puede reemplazar
o otros equipos que
actualmente realizan por separados los tratamientos físicos por gravimetría, químicos por inyección de demulsificantes, térmicos por adición de calor, todo esto en mucho menor tiempo, así, el tratamiento combinado térmico, gravimétrico y químico necesita de 4 a 6 horas para deshidratar, este equipo requiere de 20 a 30 minutos, para nuestro caso de estudio y por las características de tratar un crudo semipesado (API 19,9) se obtiene un tiempo de tratamiento de 38 a 40 minutos.
Actualmente los crudos ecuatorianos son ya crudos pesados y contienen altos % de BS&W, los equipos que existen en las facilidades de superficie especialmente de las empresas Petroleras Estatales fueron diseñados para tratar crudos livianos y con bajos cortes de agua por lo que es indispensable modernizar los tratamientos, para ello un equipo indispensable es un deshidratador electrostático, de allí la importancia del conocimiento y optimización del uso de este equipo. IX
SUMMARY
Ecuadorian oil industry in your production phase of crude oil, needs to modernize to apply the best technologies to efficiently and effectively to optimize resources and deliver product specifications to determine the technical standards and regulations for laws such as the 014 Agreement Ministry of Exhaustible Natural Resources.
This work deals with the optimization of a team of electrostatic dehydration of crude which is installed in production facilities of Agip Oil Ecuador to operate the Block 10 in Pastaza Province, for which describes the thermal treatment processes, physical, chemical and electrical is summarized in this single computer, then identifies key operating variables that can be handled by software designed by the author of the work based on Excel what will determine the values of these variables to be made to the SCADA system that handles transactions automatically, that whenever the physicalchemical conditions of the crude to be vary. As a result of this study determined that the operating temperature of the computer may decrease, similar residence time of oil in the computer, it justifies the optimization of resources when the operator can reduce by half the residence time and the amount of heat supplied to the system which allows you to treat the flow of oil twice the current, without increasing the number of dryers and decrease the amount of fuel used for heating.
The SCADA system is software for data acquisition and control of automated field, but not optimized, there other types of software for this purpose.
X
This paper shows that the knowledge acquired at university identified the critical variables of the same process can be simulated and calculated each time the characteristics of the raw change Electrostatic dehydrators are the most efficient equipment to remove waste water to achieve training and mainly water emulsified in the oil so that it complies with the specification for transport to contain less than 0.5% water. One can replace dryer or other equipment currently carried out by separate gravimetrically physical treatments, chemical demulsifiers injection, thermal heat by adding all this in much less time, thus, combination therapy thermal gravimetric and chemical needs 4-6 hours dehydrated, this equipment requires 20-30 minutes for our case study and the characteristics of treating a heavyweight oil (19.9 API) gives a treatment time of 38-40 minutes.
Ecuadorians are currently crude and heavy crude oil and contain high % of BS&W, the teams that exist in the surface facilities especially the state oil company were designed to treat light crude with low water cut so it is essential to modernize the treatments, for it is an indispensable equipment electrostatic dehydrator, hence the importance of knowledge and optimizing the use of this equipment.
XI
ÍNDICE GENERAL
CARÁTULA .................................................................................................................... II DECLARACIÓN ............................................................................................................ III CERTIFICACIÓN DEL DIRECTOR ............................................................................ IV CARTA DE LA EMPRESA ............................................................................................ V DEDICATORIA .............................................................................................................VI AGRADECIMIENTO ...................................................................................................VII RESUMEN................................................................................................................... VIII SUMMARY ..................................................................................................................... X ÍNDICE GENERAL ......................................................................................................XII ÍNDICE DE FIGURAS ................................................................................................ XIX ÍNDICE DE ECUACIONES ......................................................................................XXII ÍNDICE DE TABLAS .............................................................................................. XXIII ÍNDICE DE ANEXOS.............................................................................................. XXIV
XII
INDICE DE CONTENIDOS CAPÍTULO I..................................................................................................................... 1 1. INTRODUCCIÓN .................................................................................................... 1 1.1. Problema ............................................................................................................ 4 1.2. Planteamiento del problema ............................................................................... 4 1.3. Objetivo General ................................................................................................ 5 1.4. Objetivos Específicos ......................................................................................... 5 1.5. Justificación........................................................................................................ 6 1.6. Hipótesis General ............................................................................................... 7 1.7. Hipótesis Específicas ......................................................................................... 7 1.8. Metodología ....................................................................................................... 7 1.8.1. Método Analítico ........................................................................................ 8 1.8.2. Método de Campo ....................................................................................... 8 1.8.3. Métodos Empíricos .....................................................................................8 1.9. Variables: ........................................................................................................... 9 CAPÍTULO II ................................................................................................................. 10 2. GENERALIDADES ............................................................................................... 10 2.1. El agua en el crudo .......................................................................................... 11 2.1.1. Como agua libre ........................................................................................11 2.1.2. Como agua emulsionada ........................................................................... 12 2.2. Emulsión .......................................................................................................... 12 2.2.1. Formación de emulsiones.......................................................................... 13 2.3. Tipos de agentes emulsificantes....................................................................... 16 2.3.1. Características de los agentes emulsificantes............................................19 XIII
2.4. Tipos de emulsiones .........................................................................................19 2.4.1. Agua en petróleo. (W/O) ........................................................................... 20 2.4.2. Petróleo en agua (O/W)............................................................................. 20 2.4.3. Petróleo en agua y esto en petróleo. (O/W/O) .......................................... 20 2.4.4. Agua en petróleo y esto en agua. (W/O/W) .............................................. 21 2.5. Factores que determinan el tipo de emulsión ................................................... 21 2.6. Factores que influyen en la estabilidad de las emulsiones ............................... 22 2.6.1. Viscosidad del petróleo ............................................................................. 23 2.6.2. Temperatura .............................................................................................. 23 2.6.3. Contenido de agua..................................................................................... 24 2.6.4. Edad de una emulsión ............................................................................... 24 2.6.5. Agente emulsionante ................................................................................. 25 2.6.6. Residuos de carbón ................................................................................... 25 2.6.7. Cargas eléctricas .......................................................................................25 2.6.8. Exposición al aire ...................................................................................... 25 2.6.9. Tamaño de las gotas .................................................................................. 26 2.6.10. Velocidad de asentamiento o ascenso de la gota. ................................... 27 2.6.11. Tensión interfacial ................................................................................... 29 2.6.12. Viscosidad de la fase externa .................................................................. 29 2.6.13. Relación de volumen de fases .................................................................29 2.6.14. pH............................................................................................................30 2.6.15. Salinidad de la salmuera..........................................................................30 2.6.16. Tipo de aceite .......................................................................................... 30 2.6.17. Diferencia de densidad ............................................................................ 31 XIV
2.6.18. Presencia de cationes............................................................................... 31 2.6.19. Propiedades reológicas interfaciales ....................................................... 31 2.7. Prevención de la formación de la emulsión agua -petróleo ............................. 33 2.8. Mecanismo de ruptura de la emulsión Agua - Petróleo ................................... 35 2.8.1. Etapa 1. Acercamiento macroscópico de las gotas ................................... 35 2.8.2. Etapa 2. Drenaje de la película..................................................................37 2.8.3. Etapa 3. Coalescencia................................................................................ 38 CAPÍTULO III ................................................................................................................ 40 3. PROCESOS DE DESHIDRATACIÓN ..................................................................40 3.1. Deshidratación estática..................................................................................... 40 3.2. Deshidratación dinámica .................................................................................. 41 3.3. Métodos para la deshidratación dinámica ....................................................... 41 3.3.1. Método gravimétrico o gravitacional ........................................................ 42 3.3.2. Método térmico ......................................................................................... 43 3.3.2.1. Tratadores de tipo directo................................................................... 44 3.3.2.2. Tratamiento indirecto ......................................................................... 44 3.3.2.3. Ventajas en general tratamiento directo e indirecto ........................... 44 3.3.2.4. Desventajas tratamiento directo e indirecto ....................................... 45 3.3.3. Método químico ........................................................................................ 45 3.3.3.1. Acción de la química deshidratante ................................................... 46 3.3.3.2. Propiedades de un buen desmulsificante............................................50 3.3.3.3. Clasificación de un desemulsificante o surfactante ........................... 50 3.3.3.3.1. Según la carga ............................................................................. 50 3.3.3.3.2. Según la solubilidad en agua o aceite ......................................... 51 XV
3.3.3.4. Evaluación de químicas-laboratorio................................................... 51 3.3.3.5. Pruebas de botellas ............................................................................. 52 3.3.3.5.1. Toma de las muestras ..................................................................54 3.3.3.5.2. Evaluación de la prueba de botella.............................................. 54 3.3.3.6. Sistema de inyección de químicos ..................................................... 56 3.3.3.7. Ventajas del tratamiento químico....................................................... 57 3.3.3.8. Desventajas del tratamiento químico ................................................. 57 3.3.4. Método mecánico .................................................................................. 57 3.3.4.1. Lavado de la emulsión ....................................................................... 58 3.3.4.2. Agitación de la emulsión.................................................................... 59 3.3.4.3. Centrifugación....................................................................................59 3.3.4.4. Filtrado ............................................................................................... 59 3.3.4.5. Reposo................................................................................................ 59 3.3.5. Método eléctrico........................................................................................ 60 3.3.5.1. Propiedades en las que actúa un deshidratador electrostático ............ 61 3.3.5.2. Partes de un deshidratador electrostático ........................................... 61 3.3.5.3. Variables de operación de un deshidratador electrostático ................ 63 3.3.5.4. Variables de control de un deshidratador electrostático .................... 63 3.3.5.5. Principio de la deshidratación electrostática ...................................... 63 3.3.5.6. Acción del campo eléctrico de un deshidratador electrostático ...... 65 3.3.5.7. Ventajas de la deshidratación electrostática ....................................... 67 3.3.5.8. Desventajas ........................................................................................ 68 3.3.5.9. Procedimiento de optimización de un deshidratador electrostático horizontal. .......................................................................................................69 XVI
CAPÍTULO IV................................................................................................................ 77 4. AGIP OIL ECUADOR B.V (AOE) ....................................................................... 77 4.1. Ubicación del Bloque 10 .................................................................................. 78 4.2. Consideraciones ambientales ........................................................................... 79 4.3. Caracterización del crudo del campo Villano Alfa .......................................... 79 4.4. Resultados de pruebas de demulsificación....................................................... 80 4.5. Instalaciones en Agip Oil Ecuador.................................................................. 81 4.5.1. Plataforma Villano A ................................................................................ 81 4.5.2. Plataforma Villano B................................................................................. 81 4.5.3. Flowline .................................................................................................... 81 4.5.4. Centro de Facilidades de Producción (CPF) ............................................. 82 4.5.5. Línea secundaria (Secondary Line)........................................................... 83 4.6. CPF. Generalidades.......................................................................................... 83 4.6.1. Producción ................................................................................................ 84 4.6.2. Generación ................................................................................................ 86 4.7. Calentador de fuego directo - deshidratador electrostático (Heater Treater) CF15HF1001A/B/C/D/E: Accesorios Clase ANSI 150. Ref.: P&IDs CF-226J04/05/06/07/15 ........................................................................................................ 87 4.7.1. Funcionamiento del deshidratador electrostático en CPF ......................... 87 4.7.2. Partes internas del deshidratador electrostático de AOE .......................... 89 4.8. Software especializado.................................................................................... 91 4.8.1. Modelación................................................................................................91 4.8.2. Simulación ................................................................................................ 91 4.8.2.1. Simulación de procesos...................................................................... 91 XVII
4.8.2.2. Simuladores de procesos químicos .................................................... 93 4.9. Cálculo de comprobación del deshidratador electrostático de Agip Oil Ecuador ................................................................................................................................. 95 CAPÍTULO V ............................................................................................................... 107 5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.................................................... 107 5.1. Conclusiones ..................................................................................................107 5.2. Recomendaciones...........................................................................................110 GLOSARIO DE TÉRMINOS ....................................................................................... 112 BIBLIOGRAFÍA .......................................................................................................... 119
XVIII
ÍNDICE DE FIGURAS Figura No. 2.1: Dos líquidos inmiscibles........................................................................ 12 Figura No. 2.2: Partes de una emulsión .......................................................................... 13 Figura No. 2.3: Estimación de agua emulsionada vs. Contenido en crudo ..................... 15 Figura No. 2.4: Condiciones para formar emulsiones ....................................................16 Figura No. 2.5: Representación de la estabilización de una gota de agua por agentes emulsificantes presentes en el crudo ............................................................................... 18 Figura No. 2.6: Efecto de los agentes emulsificantes en la tensión superficial .............. 19 Figura No. 2.7: Tipos de emulsiones .............................................................................. 21 Figura No. 2.8: Absorción del agente emulsionante en la interfase petróleo-agua......... 26 Figura No. 2.9: Esquema de los factores físico–químicos relacionados con las interacciones entre dos gotas de fase dispersa en una emulsión W/O ............................ 32 Figura No. 2.10: Esquema de las fuerzas de corte y dilatación al relacionarlas con las mediciones de las viscosidades correspondientes en una interfase agua-aceite ............. 33 Figura No. 2.11: Variación del factor de STOKES con la temperatura y la gravedad API .................................................................................................................................. 36 Figura No. 2.12: Efecto del drenaje de la película sobre la concentración de surfactantes naturales .......................................................................................................................... 37 Figura No. 2.13: Efecto de la concentración superficial sobre la variación en la tensión interfacial en el interior de la película drenada ............................................................... 38 Figura No. 2.14: Proceso de desestabilización de una emulsión mediante inyección de química ............................................................................................................................ 39 Figura No. 3.1: Deshidratación estática de crudos.......................................................... 40 Figura No. 3.2: Deshidratación dinámica de crudos ....................................................... 41 XIX
Figura No. 3.3: Afinidad Surfactante .............................................................................. 51 Figura No. 3.4: Procedimiento para la realización de la prueba de botella .................... 53 Figura No. 3.5: Acción del deshidratante dosificado en las pruebas de botella en un mapa de estabilidad formulación .................................................................................... 53 Figura No. 3.6: Porcentaje de eficiencia del tratamiento químico normal......................55 Figura No. 3.7: Porcentaje de eficiencia del tratamiento químico sobre-tratado ........... 56 Figura No. 3.8: Partes de un deshidratador electrostático ............................................... 62 Figura No. 3.9: Vista lateral de un deshidratador ........................................................... 62 Figura No. 3.10: Modelo triangular de una molécula de agua ........................................ 64 Figura No. 3.11: Desplazamiento de las cargas al ser sometidas a un campo eléctrico . 65 Figura No. 3.12: Micro fotografía de una emulsión tomada a 1200 imágenes por segundo en un deshidratador electrostático..................................................................... 67 Figura No. 3.13: Temperatura en función a la viscosidad del crudo .............................. 70 Figura No. 3.14: Relación entre el diámetro de la gota y viscosidad del crudo, sugerida para el diseño de tratadores de crudo .............................................................................. 74 Figura No. 4.1: Ubicación Bloque 10 ............................................................................. 78 Figura No. 4.2: Heater Treater en el CPF ....................................................................... 89 Figura No. 4.3: Parrillas electrostáticas .......................................................................... 89 Figura No. 4.4: Entrada del fluido .................................................................................. 90 Figura No. 4.5: Extractor de niebla ................................................................................. 90 Figura No. 4.6: Coalescedor tipo aleta, sección de coalescencia del deshidratador ....... 90 Figura No. 4.7: Longitud del equipo vs diámetro a diferentes temperaturas con el tiempo de retención de AGIP ....................................................................................................100
XX
Figura No. 4.8: Longitud del equipo vs diámetro a diferentes temperaturas con el tiempo de retención optimizado .................................................................................... 103 Figura No. 4.9: Tiempo de retención vs diámetro del equipo para verificar el tiempo de retención óptimo ....................................................................................................... 104
XXI
ÍNDICE DE ECUACIONES
Ecuación No. 2.1: Diámetro de la gota de agua coalescida ............................................ 27 Ecuación No. 2.2: Velocidad de asentamiento o ascenso de la gota............................... 28 Ecuación No. 2.3: Velocidad de Sedimentación de STOKES ........................................ 35 Ecuación No. 3.1: Porcentaje de eficiencia..................................................................... 55 Ecuación No. 3.2: Dosis de tratamiento .......................................................................... 56 Ecuación No. 3.3: La fuerza de atracción entre las gotas de agua en un campo eléctrico ........................................................................................................................... 66 Ecuación No. 3.4: Viscosidad del crudo a la entrada...................................................... 69 Ecuación No. 3.5: Diámetro de la gota de agua .............................................................. 70 Ecuación No. 3.6: Asentamiento de la gota .................................................................... 71 Ecuación No. 3.7: Tiempo de retención.......................................................................... 71 Ecuación No. 3.8: Calor requerido.................................................................................. 72 Ecuación No. 3.9: Velocidad del flujo de parrillas ......................................................... 72 Ecuación No. 3.10: Área óptima de las parrillas ............................................................. 73 Ecuación No. 3.11: Calor necesario para aumentar la temperatura del fluido................ 75
XXII
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla No. 1.1: Datos del Pozo Sacha 107 .........................................................................2 Tabla No. 3.1: Tipo de corriente, constante “C” ............................................................. 73 Tabla No. 3.2: Datos del tipo de emulsión en función del diámetro de la gota de agua a ser decantada del crudo ................................................................................................... 75 Tabla No. 3.3: Datos de temperatura en función al tipo de emulsión ............................. 75 Tabla No. 4.1: Propiedades físicas del crudo villano-8 .................................................. 80 TABLA No. 4.2: Datos referenciales de salida del crudo de Villano Alfa.....................82 Tabla No. 4.3: Valores de crudo registrados al ingreso del CPF ....................................86 Tabla No. 4.4: Cálculo de la viscosidad del crudo a diferentes temperaturas. (cP) ........ 97 Tabla No. 4.5: Cálculo de la gota de agua a ser decantada del crudo a diferentes temperaturas (micrones)..................................................................................................97 Tabla No. 4.6: Cálculo de la esbeltez del equipo a diferentes temperaturas...................98 Tabla No. 4.7: Resultados de las propiedades físicas del crudo a diferentes temperaturas .................................................................................................................... 98 Tabla No. 4.8: Resultados del diámetro teórico del equipo a diferentes temperaturas y longitudes efectivas ...................................................................................................... 99 Tabla No. 4.9: Resultados del diámetro teórico del equipo a diferentes temperaturas y longitudes efectivas .................................................................................................... 102 Tabla No. 4.10: Iteraciones para determinar el tiempo de retención óptimo de acuerdo al diámetro real del equipo ..............................................................................104 Tabla No. 4.11: Velocidad del crudo a la entrada del deshidratador ............................ 105
XXIII
ÍNDICE DE ANEXOS
Anexo No. 1: Acuerdo Ministerial No. 014 ..................................................................121 Anexo No. 2: Hoja Técnica y MSDS de un Desmulsificante .......................................123 Anexo No. 3: Diagrama de Flujo CPF AGIP OIL - Proceso Actual en CPF- Bloque 10 ....................................................................................................................................... 128 Anexo No. 4: Diagrama del CPF en el Sistema SCADA ............................................. 129 Anexo No. 5: Diagrama de Procesos del Campo Villano Alfa en el Sistema SCADA ....................................................................................................................................... 130 Anexo No. 6: Instrumentación de Seguridad del Heater Treater (Deshidratador Electrostático) ............................................................................................................... 131 Anexo No. 7: Partes de un Deshidratador Electrostático .............................................. 132 Anexo No. 8: Diagrama de un Heater Treater en el Sistema SCADA ........................ 133 Anexo No. 9: Informe de Resultados de Caracterización Físico-Químico del Petróleo de AOE .............................................................................................................................. 134 Anexo No. 10: Diagrama de Flujo (Deshidratación de Crudos) e Inyección de Desmulsificantes ...........................................................................................................135 Anexo No. 11: Approximate Specific Gravity of Petroleum Fractions ........................ 136 Anexo No. 12: Procedimiento del software especializado (Base Excel) ...................... 137
XXIV
CAPÍTULO I
CAPÍTULO I
1. INTRODUCCIÓN
Al inicio de la producción petrolera ecuatoriana los crudos extraídos en los diferentes campos tenían cortes de agua agua muy bajos, entre 3- 4 % del fluido total y con º API entre 25 a 29, por lo que las facilidades de superficie se diseñaron para operaciones y equipos que realicen la separación separación primaria de agua libre de formación por métodos métodos estático y mecánicos como separación en tanques de almacenamiento por simple sedimentación y separación en equipos bifásicos, esta infraestructura permanece en servicio hasta la presente fecha. fecha.
Actualmente los pozos existentes en la mayoría de campos en la zona oriental ecuatoriana, son campos maduros, maduros, es decir que se ha extraído de ellos más de la mitad mitad de sus reservas probadas, esto hace que la producción de cada uno decline y se tenga cortes de agua del 45 al 65 % de lo cual cual por lo menos el 2 al 3 % esta como como agua emulsionada.
Se ejemplifica así: La estructura Sacha fue inicialmente probada con la perforación del pozo Sacha 1, el 21 de enero de 1969, produciendo crudo de 30º API a una tasa de 1328 BPPD con un corte de agua del 5,6 %v de la formación Hollín a 10160 pies de profundidad. El pozo Sacha 1 el cual ya no está en producción, hasta febrero de 1998 registró un acumulado de 7’327.000 barriles. 1
En la actualidad las condiciones de un pozo del campo Sacha, se presenta en la Tabla 1.
Tabla No. 1.1: Datos del Pozo Sacha 107
DATOS DE CAMPO POZO SACHA 107 DATOS Qo Qw Qt BS&W (contenido de agua y sedimentos) GOR (relación gas- petróleo) POROSIDAD (Φ) RADIO DEL CASING (rw) TEMPERATURA DEL YACIMIENTO (Ty) FACTOR VOLUMÉTRICO (Bo API PRODUCIDO GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL GAS ( γ PRESIÓN DE FONDO FLUYENTE PRESIÓN ESTÁTICA PRESIÓN EN EL PUNTO DE BURBUJA PERMEABILIDAD
VALOR 250 410 660 62.1 270 12.0 7 217 1.1437 26.4 1.1335 1500 1740 1310 430
UNIDADES [BPPD] [BAPD] [BFPD] [%] [SCF/B] [%] [pg] [ºF] [By/Bn] [API] [psi] [psi] [psi] [md]
FUENTE: Petroproducción. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
El bloque 15 tiene un producción acumulada diaria de alrededor de 100 mil BPPD, de un crudo pesado de entre 18.5 y 29.6 º API. El campo campo Edén Yuturi que es es una de sus campos, tiene 85 pozos productores, cuya producción acumulada fluctúa entre 58.500 y 60.000 barriles de petróleo por día (BPPD) con 19.7 ºAPI del campo, además alrededor de 230.000 barriles de agua por día cuya gravedad específica esta en un promedio de 0.9626 y aproximadamente de 7.55 millones de pies cúbicos estándar por día (MMPCS/día) de gas con una gravedad específica de 0.735. 2
Otro dato de importancia es el de la viscosidad del crudo que al momento de ingresar a los separadores de agua libre es de alrededor de 12.9 cP a 180 ºF. Estos ejemplos actualizados nos indican la necesidad de introducir procesos de deshidratación de crudos, especialmente para extraer el agua emulsionada y estos son mediante la deshidratación electrostática, que es el método más efectivo y versátil.
La función de los deshidratadores es contrarrestar la acción estabilizante de los agentes emulsionantes presentes en el crudo, tales como surfactantes naturales, asfaltenos, resinas y sólidos que se forman por la precipitación de sales de estos compuestos. El agua emulsionada está presente dentro del crudo en partículas de diámetros menores a 0,0001 mm por ello la dificultad de extraerla por métodos convencionales y se necesita combinar tratamientos mecánicos, físicos, químicos y eléctricos.
Existen varias razones para eliminar el agua del crudo (en general, a menos del 1%). Entre las más importantes destacan el aumento del costo del transporte y bombeo, la corrosión en las instalaciones de transporte y de refinación, la demanda de calor para los tratamientos, la acumulación de electricidad estática durante el transporte de crudos. La presencia de agua es un parámetro de seguridad industrial a ser tomado en cuenta.
La presente investigación tiene por objeto optimizar un deshidratador electrostático a fin de conocer los límites de trabajo para obtener un resultado óptimo y poder transportar el crudo a través de las tuberías dentro de los rangos establecidos. Por la ley (Acuerdo Ministerial 014, aplicado por la Dirección Nacional de Hidrocarburos).
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1.1. Problema
El crudo extraído de los pozos petroleros actualmente tiene altos cortes de agua libre como agua de formación y cantidades considerables de agua emulsionada (2 – 4 % volumen), determinada como contenido de agua y sedimentos (BS&W); el Estado Ecuatoriano a través de la Dirección Nacional de Hidrocarburos (DNH) obliga a todas las operadoras petroleras a entregar el crudo al Estado con un valor de BS&W de 1% o menos, según el Acuerdo Ministerial 014 publicado en el Registro Oficial Nº 280 del día Jueves 26 de Febrero del 2004.
1.2. Planteamiento del problema
El Agua emulsionada que está presente en el crudo es muy difícil de extraerla con los métodos convencionales como son separación estática, sedimentación, inyección de química en los cabezales de pozo, deshidratación mediante equipos como FWKO (Free Water Knock - Out), separadores bifásicos o trifásicos. El agua emulsionada está estabilizada con emulsificantes naturales y por sus micro dimensiones (0,0001 mm de diámetro) no forma gotas representativas que coalescan y se separen del crudo.
El tratamiento electrostático combina los métodos térmicos, químicos y mecánicos con el electrostático, resultando en una alta eficiencia de deshidratación que alcanza porcentajes de BS&W menores a 0,5%.
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Se tiene que cumplir con la ley nacional que obliga a entregar crudos con porcentajes de BS&W menores a 1 %, lo que permite grandes economías en la transportación y evita problemas en la seguridad industrial.
1.3. Objetivo General
Determinar la importancia del tratamiento electrostático en la deshidratación de crudos en el CPF de la operadora AGIP OIL Ecuador, determinando las principales variables de operación para introducirlas en un software especializado que permita su control óptimo.
1.4. Objetivos Específicos
Investigar el nivel de conocimiento científico y tecnológico aplicado al manejo de los deshidratadores electrostáticos.
Identificar las principales variables y los rangos de operación del equipo deshidratador electrostático para los crudos que se tratan en el CPF de AGIP OIL Ecuador, Bloque 10, Campo Villano.
Determinar el SOFTWARE ESPECIALIZADO para las variables y condiciones a controlar.
Recomendar que las condiciones óptimas de operación sean agregadas al sistema de control SCADA de la operadora petrolera AGIP OIL Ecuador.
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1.5. Justificación
Si determinamos los parámetros requeridos para que los deshidratadores electrostáticos funcionen a su óptima eficiencia obtendremos un crudo apto para la entrega al estado Ecuatoriano y transportarlo por el Sistema de Oleoducto Transecuatoriano (SOTE).
El petróleo debe cumplir con un contenido de BS&W menor al 1 % según el Acuerdo Ministerial 014 publicado en el Registro Oficial Nº 280 del día jueves 26 de febrero del 2004. (ANEXO 1)
El presente estudio se limitará a determinar las condiciones de operación de un solo equipo deshidratador en el Centro de Facilidades de Producción (CPF), optimizar estas condiciones y extrapolar a todos los equipos similares existentes para los crudos allí tratados, ya que existen 5 equipos para este tratamiento en el CPF.
Esta propuesta es innovadora en el medio y consiste en aplicar tecnología informática para realizar una optimización.
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1.6. Hipótesis General
Las variables de operación y condiciones de funcionamiento del deshidratador electrostático para crudo pueden ser optimizadas mediante la utilización del software ESPECIALIZADO con el objetivo de cumplir con el resultado de obtener un crudo con BS&W menor al 0,5 % en volumen.
1.7. Hipótesis Específicas
Se podrá optimizar algunas variables del proceso de separación de agua emulsionada
y crudo para obtener resultados de BS&W mínimos que
redunden en beneficios económicos.
El software ESPECIALIZADO puede ser aplicado en nuestra industria petrolera y puede ser desarrollado con los conocimientos adquiridos en la carrera.
1.8. Metodología
Para el presente trabajo se aplicarán varios métodos de estudio, los necesarios en cada etapa del mismo, entre ellos:
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1.8.1. Método Analítico
Se ha utilizado el método analítico, ya que tomamos como base datos proporcionados por manuales de operación de oleoductos e información proporcionada por la Operadora los cuales nos han permitido tomar conocimientos sobre el tema.
1.8.2. Método de Campo
Para esta investigación se realiza una visita técnica al Campo Villano, Bloque 10 donde están los pozos de la operadora y al Centro de Facilidades de Producción (CPF) que está ubicado en la Parroquia Simón Bolívar de la Ciudad de El Puyo, con la finalidad de evaluar los procesos existentes y poder elaborar el software propuesto.
1.8.3. Métodos Empíricos
Observación del proceso de deshidratación electrostática
Entrevistas al personal técnico operativo que maneja estos procesos para conocer antecedentes históricos y resultados actuales.
Histórico para conocer antecedentes del funcionamiento del equipo.
Revisión Bibliográfica especializada del la literatura proporcionada por la empresa.
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1.9. Variables:
Variable dependiente.
Software ESPECIALIZADO.
Optimización.
Variable independiente.
Deshidratadores Electrostáticos.
Variable interviniente.
El crudo que va a tratarse.
La capacidad del deshidratador.
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CAPÍTULO II
CAPÍTULO II
2. GENERALIDADES1
Al inicio de la Industria Petrolera, el tratamiento al que era sometido el crudo, con el fin de separar el agua, era un proceso empírico en el cual se usaban muchos productos químicos diferentes métodos en forma incoherente. Hoy en día, existen empresas que ayudan a la Industria Petrolera en la selección adecuada de las sustancias, materiales y equipos para el tratamiento de los diferentes crudos en el campo. Esta ayuda le permite a la Industria de los Hidrocarburos resolver uno de los problemas que tiene que confrontar como es la separación del agua que está asociada con el petróleo. La producción de petróleo de un yacimiento con frecuencia va acompañada de agua. Según las condiciones en que estos se depositan en el yacimiento, ésta agua puede tener muchas o pocas sales en solución, y además puede estar libre o emulsionada con el petróleo. Por muchos años en la Industria Petrolera hubo necesidad de tratar las emulsiones de petróleo y agua, para reducir el contenido de agua y sedimento a menos de 1% y cumplir así con las especificaciones de venta de estos crudos.
Existen varias razones que justifican lo anterior:
En primer lugar, el crudo es comprado y vendido con base en su gravedad ºAPI. El petróleo de alta gravedad demanda mayores precios, y la presencia de agua no conviene, porque baja la gravedad del crudo y consecuentemente, afecta su precio.
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Brandt F. Deshidratación de Crudos. Enero 2007.
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Otros factores que afectan el precio del crudo son: viscosidad, contenido de azufre, metales pesados.
En segundo lugar, cuando el petróleo emulsificado se transporta, el agua ocupa parte de la capacidad de conducción (provocando sobrecarga) y reducción de la capacidad de transporte del oleoducto.
En la extracción de crudos se tiene la presencia de agua en dos formas: como agua de formación y como agua emulsionada. La cantidad de agua presente en cualquiera de las dos formas varia de pozo a pozo, de campo a campo, existiendo aquellos en que su contenido es tan alto como de la producción de 120.000 BPD (barriles por día) de fluido (agua - petróleo), los 100.000 barriles corresponden a agua de formación y emulsionada y los 20.000 a crudo transportable.
2.1. El agua en el crudo
El agua asociada con la producción de crudo se puede hallar presente de diferentes maneras, según su grado de mezcla.
2.1.1. Como agua libre
Esta agua se incorpora al crudo a causa de la agitación a la que está sometido durante el proceso de extracción del subsuelo. La mezcla es muy inestable y se mantendrá mientras exista turbulencia. 11
Dado que las fases no están en íntimo contacto, su separación requiere solamente un poco de reposo, es decir, el agua libre producida con el crudo podrá separase del crudo por gravedad, por lo que los tiempos de decantación (o sedimentación) son relativamente cortos.
2.1.2. Como agua emulsionada
A diferencia del agua libre, es la que permanece mezclada con el crudo sin separarse cuando se deja en reposo, para separar el agua emulsificada existen tratamientos como, químicos, electrostáticos, mecánicos y térmicos, o una combinación de todos estos, podría ser necesario sumado a la separación producida por la gravedad.
2.2. Emulsión
Una emulsión es una mezcla de dos líquidos inmiscibles, es decir, líquidos que no se mezclan en condiciones normales, y cuando lo hacen, uno de ellos se dispersa en el otro en forma de pequeñas gotas y es estabilizado por un agente emulsionante.
Figura No. 2.1: Dos líquidos inmiscibles
FUENTE: Brandt F. Enero 2007. Deshidratación de Crudos. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
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Este último es una sustancia que permite que la emulsión se haga estable o permanente, actuando en forma de una película envolvente. En una emulsión, el líquido que aparece en pequeñas gotas se conoce como la fase dispersa, interna o discontinua y el que rodea las gotas se llama fase continua o externa.
Figura No. 2.2: Partes de una emulsión
FUENTE: Brandt F. Enero 2007. Deshidratación de Crudos. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
2.2.1. Formación de emulsiones
Generalmente la formación de emulsiones se debe a la influencia de efectos mecánicos en el sistema de producción, además de la presencia de sustancias químicas. Los efectos mecánicos están constituidos por el movimiento del crudo a través de las líneas de producción, en las cuales debido a los accesorios involucrados se producen efectos de turbulencia y agitación. 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 actividad interfacial presentes en el crudo. 13
El petróleo tiene sustancias químicas emulsificantes naturales que son las responsables de la estabilidad de las emulsiones, ya que son capaces de formar alrededor de las gotas dispersas una película envolvente que evita la coalescencia de la fase f ase dispersa.
Estas sustancias químicas se conocen como agente emulsionantes. Estas se pueden encontrar tanto en el agua asociada al crudo, como en el propio crudo (asfaltenos y parafinas), y pueden ser solubles como: jabones de sodio, magnesio y calcio, y bitúmenes; e insolubles, como sílice, negro de humo y arcilla. Las emulsiones se clasifican de acuerdo al tamaño de las gotas dispersas; considerándose como macroemulsión cuando el rango de las gotas es de 10 a 150 micras y como microemulsión o micela cuando el tamaño de gotas varía de 0.5 a 50 micras. 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 otr o lado, una emulsión suave o dispersión es inestable y fácil de romper.
Podemos resumir, que las condiciones que favorecen favorecen la formación de emulsiones emulsiones son:
Contacto de dos líquidos inmiscibles .- en este caso agua y petróleo.
Efecto de turbulencia o agitación .- las emulsiones no se forman espontáneamente, pues algún trabajo debe ser puesto en el sistema. La agitación debe ser suficiente para dispersar un líquido en diminutas gotitas dentro del otro. En un pozo fluyente, la turbulencia podrá ser provocada por el flujo del petróleo crudo a través de la sarta de producción. Para un pozo de bombeo, además del flujo se tiene la turbulencia del bombeo. 14
Existencia de agentes emulsionantes .- este es algún componente orgánico presente en el el petróleo crudo que estabiliza la fase dispersada formando formando una dura y elástica película sobre la superficie de los glóbulos. Esta película es delgada y fácilmente visible bajo el microscopio. Su presencia dificulta la coalescencia de los glóbulos; ayudando a que los glóbulos salten o reboten alejándose unos de otros con un alto grado de elasticidad o frecuentemente rompiéndose en partículas más pequeñas.
La cantidad de agua remanente emulsionada varía ampliamente desde 1 a 60 % en volumen. En los crudos medianos y livianos (>20 °API) las emulsiones contienen típicamente de 5 a 20 % volumen de agua, mientras que en los crudos pesados 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.
Figura No. 2.3: Estimación de agua emulsionada vs. Contenido en crudo
FUENTE: NATCO 1995. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
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En cualquier sistema de tratamiento el objetivo es destruir la película protectora por neutralización del efecto del agente emulsificante . Este proceso se puede apreciar en la Figura Nº 2.4.
Figura No. 2.4: Condiciones para formar emulsiones
FUENTE: Brandt F. Enero 2007. Deshidratación de Crudos. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
2.3. Tipos de agentes emulsificantes
Los agentes emulsionantes son numerosos y pueden ser clasificados de la siguiente manera:
Compuestos naturales surfactantes tales como: asfaltenos y resinas conteniendo ácidos orgánicos y bases, ácidos nafténicos, ácidos carboxílicos, compuestos de azufre, fenoles, cresoles y otros surfactantes naturales de alto peso molecular.
Sólidos finamente divididos, tales como: arena, arcilla, finos de formación, esquistos, lodos de perforación, fluidos para estimulación, incrustaciones minerales, productos de la corrosión (por ejemplo sulfuro de hierro, óxidos), parafinas, asfaltenos precipitados. 16
Los fluidos para estimulación de pozos pueden contribuir a formar emulsiones muy estables.
Químicos de producción añadidos tales como: inhibidores de corrosión, biácidos, limpiadores, surfactantes y agentes humectantes.
Los surfactantes naturales se definen como macromoléculas con actividad interfacial que tienen un alto contenido de aromáticos y por lo tanto relativamente planas con al menos un grupo polar y colas lipofílicas con actividad interfacial.
Estas moléculas pueden apilarse en forma de micelas. Se forman de las fracciones ácidas de asfaltenos, resinas, ácidos nafténicos y materiales porfirínicos.
Estos surfactantes pueden adsorberse a la interfase de la gota de agua y formar una película rígida que resulta en una alta estabilidad de la emulsión W/O formada, lo cual ocurre en menos de tres días.
Es por eso, que la emulsión debe tratarse lo más pronto posible con diferentes agentes tales como: química deshidratante, calor, sedimentación por centrifugación o electrocoalescencia.
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La película interfacial formada estabiliza la emulsión debido a las siguientes causas: a) Aumenta la tensión interfacial. Por lo general, para emulsiones de crudo la tensión interfacial es de 30 a 36 mN/m. La presencia de sales también aumenta la tensión interfacial. b) Forman una barrera viscosa que inhibe la coalescencia de las gotas. Este tipo de película ha sido comparada con una envoltura plástica. c) Si el surfactante o partícula adsorbida en la interfase es polar, su carga eléctrica provoca que se repelan unas gotas con otras.
En la figura 2.5 se muestra la adsorción de diferentes partículas emulsionantes en una gota de agua.
Figura No. 2.5: Representación de la estabilización de una gota de agua por agentes emulsificantes presentes en el crudo
FUENTE: Brandt F. Enero 2007. Deshidratación de Crudos. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
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2.3.1. Características de los agentes emulsificantes
Reducen la tensión superficial de la gota de aguas, tendiendo a formar gotas de agua más pequeñas (fenómeno contrario a la coalescencia).
Forma una capa viscosa alrededor de la gota de agua, impidiendo la coalescencia.
Pueden ser moléculas polares que se alinean entre sí sobre la gota de agua generando cargas eléctricas. Generando que las gotas se repelan impidiendo la coalescencia.
Figura No. 2.6: Efecto de los agentes emulsificantes en la tensión superficial
FUENTE: Tratamiento de Emulsiones. Junio 2004.Baker Hughes. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
2.4. Tipos de emulsiones
Las emulsiones de petróleo y agua pueden encontrarse en cuatro formas diferentes:
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2.4.1. Agua en petróleo. (W/O)
Son llamadas también emulsiones directas, es el tipo de emulsión más común, comprende cerca del 99% de las emulsiones en la industria petrolera: en ella la fase dispersa es el agua, y la fase continua es el petróleo. Generalmente su contenido de agua puede variar de 0% a 80%, pero usualmente se encuentra en el rango de 10% a 35%.
2.4.2. Petróleo en agua (O/W)
O también llamadas emulsiones inversas, en esta emulsión la fase dispersa la constituye el petróleo, es decir glóbulos de petróleo dispersos y la fase contínua el agua; normalmente se da en el agua drenada, posteriormente tratamiento de deshidratación. Este tipo ocurre aproximadamente en el 1% de las emulsiones producidas, estando el petróleo muy diluido, conteniendo menos del 1% de petróleo.
2.4.3. Petróleo en agua y esto en petróleo. (O/W/O)
Este tipo no se encuentra con frecuencia, es raramente encontrado en la producción del petróleo y tiene una forma compleja. En las áreas donde se les encuentra, el petróleo es altamente viscoso y de alta gravedad específica, o el agua es relativamente blanda y dulce. Está constituida por una fase continua de petróleo en cuyo seno se encuentran dispersos glóbulos de agua, los que a su vez forma una fase continua en la cual se encuentran dispersos glóbulos pequeños de petróleo.
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2.4.4. Agua en petróleo y esto en agua. (W/O/W)
Este tipo de emulsión la constituye una fase continua de petróleo, que en la cual se encuentra una primera fase dispersa de petróleo, que a su vez, le sirve de fase continua a una segunda fase. La misma se obtiene más que todo en laboratorios. Todavía no ha sido encontrado en la producción de campo sin embargo este tipo puede ser experimentalmente preparado.
Figura No. 2.7: Tipos de emulsiones
FUENTE: Brandt F. Enero 2007. Deshidratación de Crudos. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
2.5. Factores que determinan el tipo de emulsión
El agente emulsificante se adhiere al glóbulo por adsorción y posiblemente en algunos casos por atracción iónica. El tipo de agente emulsificante que es adsorbido en la interfase petróleo-agua determina el tipo de emulsión que se formará. 21
Para emulsificantes sólidos, el líquido preferentemente moja al agente que será la fase continua. Para agentes solubles la fase de mayor solubilidad para el agente emulsificante será la fase continua.
Este fenómeno es un efecto de las tensiones superficiales existentes entre el agente emulsificante y el petróleo, el agente y el agua. Desde que la tensión superficial de la interfase de petróleo emulsificante será más grande que de la interfase agua-emulsificante, el petróleo se formará como gotas.
Naturalmente no son conocidas emulsiones de petróleo-agua en las cuales la tensión interfacial sea cero, aun sin embargo, emulsiones con una tensión interfacial petróleo agua son termodinámicamente inestables, puesto que su resolución resultará en una disminución en el área interfacial, y por tanto, un decrecimiento en la energía libre del sistema.
2.6. Factores que influyen en la estabilidad de las emulsiones
La estabilidad de las emulsiones, es decir la resistencia a fracturarse, depende de varios factores, que también influyen en la facilidad con la que un petróleo y agua dados se emulsificarán. No obstante que el control de la mayoría de estos factores escapan al operador ciertas precauciones podrán ser justificadas por un costo de tratamiento más bajo. Algunos de estos factores son:
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2.6.1. Viscosidad del petróleo
Se define por viscosidad de un líquido a la resistencia que éste presenta cuando fluye a través de un ducto. Mientras mayor sea la resistencia a fluir, mayor será su viscosidad, y recíprocamente, el fluido fluirá fácilmente cuando su viscosidad sea baja.
Un petróleo con una viscosidad alta, es decir, que fluye lentamente, mantendrá en suspensión gotas mucho más grandes que otro de viscosidad baja.
Por mantener gotas grandes y por ser más lenta la velocidad con que se precipitan, un petróleo de viscosidad alta requiere más tiempo para que las gotas de agua puedan unirse y otra parte, el tiempo necesario para que precipiten las gotas de mayor. Por lo tanto, entre más alta sea la viscosidad más estable será la emulsión.
2.6.2. Temperatura
La estabilidad de una emulsión depende de la temperatura, ya que ésta controla la viscosidad hasta cierta extensión.
Por lo tanto, una emulsión será más estable a menor temperatura, ya que así la viscosidad aumenta, y con ella la resistencia al movimiento de las gotas. Es por ello que se aplica calor en los sistemas de tratamiento. El agregar calor a un caudal de aceiteagua es uno de los métodos tradicionales para separar estas dos fases.
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2.6.3. Contenido de agua
El contenido de agua en una emulsión tiene un efecto indirecto en su estabilidad, para una cantidad dada de petróleo y agua. Una emulsión estable puede formarse para una gran cantidad de volumen de mezcla, pero la emulsión de máxima estabilidad ocurrirá a una relación dada de Agua-Petróleo, dependiendo del tipo de crudo.
2.6.4. Edad de una emulsión
Si un crudo emulsionado se almacena y no trata, una cierta cantidad de agua precipitará por gravedad y otra parte se tendrá emulsionada.
A menos que alguna forma de tratamiento sea empleada para completar la ruptura total, habrá un porcentaje pequeño de agua en el petróleo, aunque se prolongue el tiempo de sedimentación. Como se señaló anteriormente, este pequeño porcentaje de agua tiende a estabilizar la emulsión.
Esto explica el por qué algunas emulsiones se hacen más estables y más difíciles de tratar después que han envejecido; es decir, con el paso del tiempo, una porción de agua precipita y el porcentaje más pequeño que permanece en el petróleo hace a esa porción de la producción total más difícil de tratar.
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2.6.5. Agente emulsionante
Existen agenten que propician la estabilidad de una emulsión y estos pueden dividirse en tres clases principales:
i) Productos tensoactivos o surfactantes. ii) Materiales que se presentan en la naturaleza. iii) Sólidos finamente divididos.
2.6.6. Residuos de carbón
El efecto de los residuos de carbón en la estabilidad de las emulsiones es comparable al de la viscosidad del petróleo; es decir, entre mayor sea el contenido de residuos de carbón presentes en el petróleo, mayor será la estabilidad de la emulsión y viceversa.
2.6.7. Cargas eléctricas
La estabilidad de una emulsión se incrementará cuando las cargas eléctricas de las partículas aumenten. Algunas emulsiones se estabilizan completamente por la atracción eléctrica.
2.6.8. Exposición al aire
Se comprueba que las emulsiones se hacen más estables cuando están expuestas al aire. 25
Esto se debe a que el oxígeno del aire reacciona con los componentes del crudo para formar un agente emulsionante. Esta acción ocurre muy rápidamente y bastan unos pocos segundos de exposición al aire para estabilizar la emulsión.
Figura No. 2.8: Absorción del agente emulsionante en la interfase petróleo-agua
FUENTE: Brandt F. Enero 2007. Deshidratación de Crudos. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
2.6.9. Tamaño de las gotas
El tamaño de las gotas en una emulsión afecta su estabilidad, pues cuando las gotas se acercan a un tamaño de 10 micrones (0.01 mm) en diámetro, la emulsión se hace mis estable. El tamaño de la gota de agua es uno de los parámetros más importantes para el control y ayuda en el asentamiento del agua, ya que éste término es cuadrático en la ecuación de Stokes, o sea la ecuación de asentamiento:
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Un pequeño aumento en el tamaño de la gota de agua, se refleja en un aumento significativo en la tasa o velocidad de asentamiento.
No es frecuente tener información de laboratorio referente al tamaño de la gota de agua dispersa en el crudo, sin embargo, existen laboratorios, en las cuales se puede determinar su tamaño (dm) w. En el evento de que no se disponga de esta información, el tamaño de las gotas de agua se puede establecer mediante la siguiente relación empírica:
Ecuación No. 2.1: Diámetro de la gota de agua coalescida
. FUENTE: Brandt F. Enero 2007. Deshidratación de Crudos. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
Donde: (dm)w: Diámetro de la gota de agua coalescida, a la temperatura de tratamiento. µo: Viscosidad de la fase continua, o sea del aceite, cp (centipoises).
2.6.10. Velocidad de asentamiento o ascenso de la gota.
La velocidad de asentamiento de la gota de agua se determina usando la ley de Stokes:
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Ecuación No. 2.2: Velocidad de asentamiento o ascenso de la gota
/ FUENTE: Bansbach P.L. “The how and why of Emulsions” ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
Donde: V= velocidad de asentamiento o ascenso de la gota. (ft/min) g= aceleración debido a la gravedad. d= diametro de la gota. (µm) ρs= densidad de la gota. (g/cm 3) ρf = densidad del fluido. (g/cm 3)
µf = viscosidad absoluta del fluido. (cp)
La Ley de Stokes también puede ser usada para determinar los efectos de las propiedades del fluido producido en la estabilidad de la emulsión. Primero, la velocidad de asentamiento es es proporcional al cuadrado del diametro diametro de la gota, por lo tanto, una emulsión puede ser estabilizada reduciendo el diametro de la gota.
Las gotas de una emulsión están generalmente en el rango de 0.5-50 µm. Los tamaños de gota arriba de 10-150 µm deben ser clasificados como una dispersión.
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2.6.11. Tensión interfacial
Una reducción de la tensión interfacial no es suficiente para aumentar la estabilidad de la emulsión. Se ha encontrado recientemente que los sistemas de tensión ultra-baja producen emulsiones inestables. Estudios de tensión interfacial dinámica entre crudo y agua muestran que la tensión disminuye con el tiempo y que se requieren varias horas de contacto para obtener un valor estable.
2.6.12. Viscosidad de la fase externa
Una viscosidad alta en la fase externa disminuye el coeficiente de difusión y la frecuencia de colisión de las gotas, por lo que se incrementa la estabilidad de la emulsión. Una alta concentración de las gotas también incrementa la viscosidad aparente de la fase continua y estabiliza la emulsión.
2.6.13. Relación de volumen de fases
Incrementando el volumen de la fase dispersa se incrementa el número de gotas y/o tamaño de gota y el área interfacial. La distancia de separación se reduce y esto aumenta la probabilidad de colisión de las gotas. Todos estos factores reducen la estabilidad de la emulsión.
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2.6.14. pH.
La adición de ácidos o bases inorgánicos cambia radicalmente la formación de películas de asfaltenos y resinas que estabilizan las emulsiones agua-aceite. Ajustando el pH se puede minimizar la rigidez de la película que estabiliza la emulsión y aumentar la tensión superficial.
2.6.15. Salinidad de la salmuera
La concentración de la salmuera es un factor importante en la formación de emulsiones estables. Agua fresca o salmuera con baja concentración de sal favorecen la estabilidad de las emulsiones. Por el contrario, altas concentraciones de sal tienden a reducirla.
2.6.16. Tipo de aceite
Los crudos con aceite de base parafínica usualmente no forman emulsiones estables, mientras que los crudos nafténicos y de base mixta forman emulsiones estables.
Ceras, resinas, asfaltenos y otros sólidos pueden influenciar la estabilidad de la emulsión. En otras palabras, el tipo de crudo determina la cantidad y tipo de emulsionantes naturales.
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2.6.17. Diferencia de densidad
La fuerza neta de gravedad que actúa en una gota es directamente proporcional a la diferencia en densidades entre la gota y la fase continua.
Aumentando la diferencia de densidad por incremento de la temperatura se logra aumentar la velocidad de sedimentación de las gotas y por ende, se acelera la coalescencia.
2.6.18. Presencia de cationes
Los cationes divalentes como calcio y magnesio tienen tendencia a producir una compactación de las películas adsorbidas, probablemente por efecto de pantalla electrostática de un lado, y por otro, la precipitación de sales insolubles en la interfase.
2.6.19. Propiedades reológicas interfaciales
Generalmente, cuando una interfase con moléculas de surfactantes adsorbidas se estira o dilata se generan gradientes de tensión. Los gradientes de tensión se oponen al estiramiento e intentan restaurar la uniformidad de la tensión interfacial. Como consecuencia, la interfase presenta una cierta elasticidad.
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Figura No. 2.9: Esquema de los factores físico–químicos relacionados con las interacciones entre dos gotas de fase dispersa en una emulsión W/O
FUENTE: Marfisi. S. Mayo 2004. Deshidratación de Crudo – Principios y Tecnologías. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
La viscosidad ( ηd), al igual que la elasticidad interfacial dilatacional εd, se mide sólo por la dilatación-compresión de la película sin aplicar cillazamiento.
Estas propiedades describen la resistencia de la superficie a los cambios en el área interfacial.
En la gráfica 2.10 se muestra esquemáticamente las fuerzas de cizalla y dilatacional sobre la interfase, las cuales determinan la viscosidad de cizallamiento y la dilatacional, respectivamente.
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Figura No. 2.10: Esquema de las fuerzas de corte y dilatación al relacionarlas con las mediciones de las viscosidades correspondientes en una interfase agua-aceite
FUENTE: Marfisi. S. Mayo 2004. Deshidratación de Crudo – Principios y Tecnologías. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
2.7. Prevención de la formación de la emulsión agua -petróleo
Las emulsiones se forman en el aparejo de producción del pozo y en las instalaciones superficiales debido al golpeteo (turbulencia) y a la presencia del agua, por lo que es recomendable eliminar el golpeteo (turbulencia) y remover el agua del aceite lo más alejado posible de las instalaciones de producción.
Algunos recomiendan inyectar el surfactante a fondo de pozo para prevenir la formación de la emulsión.
Las recomendaciones no siempre son posibles lograrlas, por lo que en muchos casos es necesario prepararse para el rompimiento de las emulsiones inevitablemente formadas. 33
En pozos fluyentes, una agitación considerable es generalmente causada por el gas saliendo de solución, conforme decrece la presión. Este gas también causa turbulencia cuando fluye a través de accesorios y restricciones en la tubería de producción. Esta turbulencia formadora de emulsión puede ser reducida pero no eliminada instalando un estrangulador de fondo.
Este estrangulador reduce la estabilidad de la emulsión por las siguientes causas:
a) Hay menos presión diferencial, a través de un estrangulador de fondo. b) La temperatura del fondo del pozo son considerablemente más altas que las temperaturas en la superficie. c) Hay flujo laminar para una gran distancia corriente abajo del estrangulador de fondo y por lo tanto, menos turbulencia.
Actualmente, el 90 % de las técnicas utilizadas para la extracción de petróleo crudo generan o agravan los problemas de emulsionación. Los químicos usados en las fracturas de la formación, estimulaciones de pozos, inhibición de corrosión, etc., frecuentemente causan problemas de emulsionación muy severos, por lo que existen también métodos para romperlas, tales como el calentamiento, aditivos químicos, tratamiento eléctrico y asentamiento.
En los casos de bajo contenido de agua (< 10%) resulta ventajoso añadir agua en fondo de pozo antes que se produzca la emulsión porque así la emulsión formada será menos estable (el tamaño de gotas aumenta y se favorece la coalescencia). 34
2.8. Mecanismo de ruptura de la emulsión Agua - Petróleo
Diversos estudios se han hecho sobre los mecanismos de ruptura de una emulsión W/O. Según el análisis de Jeffreys y Davies en 1971 estas etapas se reducen a tres:
2.8.1. Etapa 1. Acercamiento macroscópico de las gotas
Cuando las gotas de fase dispersa son más o menos grandes se aproximan por sedimentación gravitacional, gobernadas por las leyes de Stokes (basada en la suposición de gotas esféricas rígidas, ecuación 2.3).
Ecuación No. 2.3: Velocidad de sedimentación de STOKES
. . ²
²
FUENTE: Marfisi. S. Mayo 2004. Deshidratación de Crudo – Principios y Tecnologías. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
Donde: Vs= velocidad de sedimentación de Stokes (cm/s) ρ1= densidad de agua (g/
ρ2= densidad del crudo (g/
.
.
g= aceleración de la gravedad (cm/
.
r= radio de las gotas dispersas en el crudo (cm). ηe= viscosidad del crudo (cP).
ƒs= factor de Stokes (1/cm.s). 35
En la ecuación (2.3), la viscosidad es la que presenta mayor influencia, producto de la gran sensibilidad de este parámetro ante variaciones en la temperatura. En la figura 2.11 se muestra la variación de la velocidad de asentamiento con la temperatura en términos del factor de Stokes ( f s = Vs/r 2) para crudos de distintas gravedades API.
Como puede verse, el efecto de la variación en la temperatura y la gravedad API en el factor de Stokes es drástico para crudos muy viscosos, lo que da lugar a diferencias de varios órdenes de magnitud en la velocidad de sedimentación cuando se considera una pequeña variación en la gravedad API o se incrementa la temperatura.
Figura No. 2.11: Variación del factor de STOKES con la temperatura y la gravedad API
FUENTE: Emulsion by an Electrostatic Coalescence Methodology. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
36
2.8.2. Etapa 2. Drenaje de la película.
Una vez que dos gotas se acercan, se produce una deformación de su superficie (adelgazamiento del orden de 0,1 micra o menos) y se crea una película de fluido entre las mismas, con un espesor alrededor de 500 Å.
El flujo de líquido de la película trae consigo moléculas de surfactantes naturales adsorbidas debido al flujo convectivo creando un gradiente de concentración en la interfase. Este gradiente de concentración produce una variación en el valor local de la tensión interfacial (gradiente de tensión) que genera una fuerza opuesta al flujo de líquido fuera de la película, gráfica 2.12 y 2.13.
Figura No. 2.12: Efecto del drenaje de la película sobre la concentración de surfactantes naturales
FUENTE: Staiss F., R. Bohm and R. Kupfer, 1991. Improved Demulsifier Chemistry. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
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Figura No. 2.13: Efecto de la concentración superficial sobre la variación en la tensión interfacial en el interior de la película drenada
FUENTE: Staiss F., R. Bohm and R. Kupfer, 1991. Improved Demulsifier Chemistry ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
2.8.3. Etapa 3. Coalescencia
La coalescencia se define como un fenómeno irreversible en el cual las gotas pierden su identidad, el área interfacial se reduce y también la energía libre del sistema (condición de inestabilidad). Sin embargo, este fenómeno se produce sólo cuando se vencen las barreras energéticas asociadas con las capas de emulsionante adsorbido y la película de fase continua entre las dos gotas. Esta etapa puede considerarse como instantánea respecto a las dos primeras etapas.
Los procesos de deshidratación utilizan efectos físicos destinados a aumentar la velocidad de la primera etapa, tales como el calentamiento, que reduce la viscosidad de la fase externa y aumenta la diferencia de densidad entre los fluidos; ó un aumento de la cantidad de fase interna (reduce el recorrido promedio de cada gota antes del contacto con otra).
38
Figura No. 2.14: Proceso de desestabilización de una emulsión mediante inyección de química
FUENTE: Brandt F. Enero 2007. Deshidratación de Crudos. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
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CAPÍTULO III
CAPÍTULO III
3. PROCESOS DE DESHIDRATACIÓN2
Los procesos de deshidratación en la Industria petrolera se dividen en dos grandes grupos:
3.1. Deshidratación estática
Es el método más utilizado en la Industria petrolera, se aplica para ciertos hidrocarburos como para crudos medianos y pesados. Se fundamenta básicamente en lograr la deshidratación del crudo, mediante reposo en tanques de almacenamiento. Con este método se separa el agua de formación que es el mayor volumen del fluido, no se separa el agua emulsionada por lo que se requiere la aplicación de métodos dinámicos.
Figura No. 3.1: Deshidratación estática de crudos
FUENTE: Curso de Deshidratación de Crudos. PDVSA. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron. 2
Curso de Deshidratación de Crudos. PDVSA.
40
3.2. Deshidratación dinámica
Es el proceso mediante el cual la deshidratación del crudo se realiza en forma continua las 24 horas del día. Generalmente se realiza mediante tanques de lavados en los cuales se mantiene un colchón de agua, donde el crudo se lava, separadores bifásicos, trifásicos, FWKO, deshidratadores electrostáticos.
Figura No. 3.2: Deshidratación dinámica de crudos
FUENTE: Curso de Deshidratacion de Crudos. PDVSA. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
3.3. Métodos para la deshidratación dinámica
Los métodos de deshidratación combinan efectos cuyo propósito es eliminar los agentes emulsionantes naturales o modificar suficientemente sus propiedades, con los que promueven el acercamiento de las gotas para facilitar su coalescencia.
41
Hay diversos métodos para la deshidratación de los crudos:
3.3.1. Método gravimétrico o gravitacional
El asentamiento gravitacional se lleva a cabo en grandes recipientes llamados tanques, sedimentadores, tanques de lavado, “gun barrels” y eliminadores de agua libre (EAL). Los eliminadores de agua libre (EAL) son utilizados solamente para remover grandes cantidades de agua libre, la cual es agua producida en la corriente, pero que no está emulsionada y se asienta fácilmente en menos de 10-20 minutos.
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 de 1 ºF, pero solamente requiere 150 Btu para calentar un barril de crudo de 1 ºF.
Los compuestos químicos rompedores de emulsión pueden, ser adicionados a la alimentación del recipiente.
42
Los EAL están protegidos por ánodos de sacrificio y por aditamentos para prevenir la corrosión por el efecto de agua sal.
Otro sistema que es muy importante mencionar son los tanques de lavado o comúnmente llamados “Gun Barrels”, estos recipientes usualmente operan con media parte de agua y otra parte lo cubre el aceite, la alimentación de crudo se realiza por la parte inferior por medio de distribuidores de tal manera que el agua que viene con el aceite entre en contacto con el agua del recipiente para que la coalescencia del agua se lleve a cabo, cabe hacer mención que para una mayor eficiencia de separación aguaaceite se usan desemulsificantes químicos.
3.3.2. Método térmico
Desde el comienzo de la Industria Petrolera, la adición de calor se considera beneficiosa para la deshidratación de crudos.
Consiste en disminuir la tensión interfacial para propiciar la coalescencia de las micro gotas de agua, disminuye la viscosidad y la densidad de un crudo.
Los tratadores-calentadores pueden ser de tipo directo e indirecto en función de la forma en que se aplica el calor.
Dependiendo del tipo de crudo y la temperatura requerida para la deshidratación se tiene: 43
3.3.2.1. Tratadores de tipo directo
En los tratadores-calentadores de tipo directo el calor es transferido por contacto directo de la corriente alimentada con el calentador. Se aplica básicamente en crudos pesados que requieran temperaturas de calentamiento igual o mayores a 180 ºF la cual se logra haciendo pasar el crudo directamente a través de calentadores.
3.3.2.2. Tratamiento indirecto
Se aplica básicamente en crudos medianos o pesados que requieran temperaturas de calentamiento en el orden de 160 ºF se alcanza inyectando agua caliente a la línea de crudo. Se utilizan calentadores similares a los anteriores llamados hornos, para el calentamiento del agua.
3.3.2.3. Ventajas en general tratamiento directo e indirecto
1. Reduce la viscosidad de la fase continua. 2. Incrementa la colisión de las gotas de agua para su coalescencia. 3. Incrementa la diferencia de densidad entre la salmuera y el crudo. 4. Promueve una mejor distribución del desemulsionante. 5. Disuelve las parafinas cristalizadas que le dan estabilidad a las emulsiones. 6. Debilita la película de emulsionante que rodea a las gotas de agua.
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3.3.2.4. Desventajas tratamiento directo e indirecto
1. Provoca la migración de los compuestos más volátiles del crudo hacia la fase gas. Esta pérdida de livianos ocasiona una disminución de volumen del crudo calentado y una disminución en su gravedad API. 2. Incrementa los costos de combustible. 3. Incrementa los riesgos en las instalaciones. 4. Requieren mayor instrumentación y control. 5. Causa depósitos de coke.
3.3.3. Método químico
El tratamiento químico consiste en aplicar un producto demulsificante sintético denominado en las áreas operacionales de la industria petrolera como “química deshidratante”, el cual debe ser inyectado tan temprano como sea posible a nivel de superficie o en el fondo del pozo.
Esto permite más tiempo de contacto y puede prevenir la formación de emulsión corriente abajo. La inyección de demulsificante antes de una bomba, asegura un adecuado contacto con el crudo y minimiza la formación de emulsión por la acción de la bomba. Hay varias teorías que tratan de explicar el efecto que los compuestos químicos demulsificantes producen sobre las emulsiones.
45
Las más importantes son: 1. Con la adición de productos químicos se trata de invertir la emulsión; es decir, una emulsión de agua-petróleo se trataría de convertir en una emulsión de petróleo-agua. Durante este proceso se alcanzaría la condición intermedia de separación completa de las dos fases. 2. La acción de los compuestos químicos demulsificantes hacen que la película del agente emulsionante, que rodea las gotas de agua, adquiera una rigidez quebradiza hasta provocar una contracción que causa el rompimiento de la película, con lo cual las gotas de agua se juntan y decantan. 3. La adición de surfactantes a una emulsión causa una reducción notable de la tensión superficial entre los líquidos en contacto, permitiendo que las diminutas gotas de la fase dispersa se junten y decanten. Esta es la teoría que se considera más importante, por ser la más moderna y aceptada.
3.3.3.1. Acción de la química deshidratante
Diferentes estudios han demostrado que el mecanismo físico-químico de acción de los agentes deshidratantes o demulsificantes está asociado a la formulación óptima del sistema (SAD = 0, siendo SAD la Diferencia de Afinidad del Surfactante).
La formulación óptima se define básicamente como un estado de equilibrio entre las afinidades del surfactante para la fase acuosa y para la fase oleica.
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Estos surfactantes tienen tres efectos fundamentales una vez adsorbidos en la interfase agua-aceite:
La inhibición de la formación de una película rígida El debilitamiento de la película volviéndola compresible. El más importante, el cambio en la formulación del sistema para alcanzar la condición de SAD = 0.
Los compuestos químicos demulsificantes son agentes activos de superficie, similares a los emulsificantes.
Un solo compuesto químico no puedo proveer las tres acciones requeridas anteriormente citadas, por lo que los desemulsificantes comerciales son una mezcla de varios desemulsificantes básicos (30-60%) mas la adición de solventes adecuados; tales como nafta aromática pesada, benceno, tolueno o alcohol isopropilico para obtener un líquido que fluya a la menor temperatura esperada.
Los desemulsificantes son insolubles en agua y muy solubles en aceite para que puedan difundirse rápidamente a través de la fase de aceite y alcancen las gotas de agua.
Por el contrario, los desemulsificantes para emulsiones inversas w/o son muy solubles en agua. Comúnmente son poliaminas cuaternarias de amonio de alto de alto peso molecular mezcladas con aluminio, hierro o cloruro de zinc.
47
Los productos químicos desmulsificantes pueden caracterizarse como sigue:
Esteres: son
buenos deshidratadores, provocan un asentamiento lento de las gotas de
agua, pero al sobredosificarse provocan emulsiones inversas (O/W). Di-epóxicos:
son excelentes deshidratadores, pero provocan un asentamiento lento de
las gotas de agua. Uretanos: buenos
deshidratadores, provocan un asentamiento lento de las gotas de
agua. Resinas: son
buenos deshidratadores, provocan un asentamiento rápido de las gotas de
agua, por lo que resulta como agua separada y limpia. Polialquilenos: pobres deshidratadores, lento asentamiento de las gotas de agua. Glicoles: requiere mezclarse con otros
para aplicarse.
Sulfonatos: Buenos humectantes de sólidos y tienen capacidad para el asentamiento de
las gotas de agua, sobresodificandose no causa emulsiones inversas (O/W), pero pueden causar la precipitación de partículas de sulfuros de fierro en el agua separada. Poliestaraminas:
agentes de superficie activa violentos, deshidratan en bajas
dosificaciones, al sobredosificarse producen emulsiones inversas (O/W). Oxialquilados: buenos agentes humectantes, son usados en
mezclas.
Poliaminas: son lentos en el asentamiento de las gotas de agua. Alcanolaminas: son rápidos en el asentamiento de las
gotas de agua.
Los demulsificantes deben ser dosificados en forma continua en la relación determinadas por pruebas de botella y/o pruebas de campo.
48
Los rangos de dosificación pueden variar de 2 a 200 ppm, aunque generalmente se dosifican en un rango de 10 a 60 ppm.
Generalmente los crudos pesados requieren mayor dosificación que los crudos ligeros. El exceso de dosificación de desemulsificante incrementa los costos de tratamiento, incrementa el aceite contenido en la salmuera separada, puede estabilizar aun más la emulsión regular (agua/aceite) y puede producir emulsiones inversas (aceite/agua).
Los tanques de lavado que tienen largo tiempo de retención (8-24 horas), requieren desemulsificantes de acción lenta. Por otro lado, los tratadores-calentadores y las unidades electrostáticas con corto tiempo de retención (15-60 minutos) requieren de desemulsificantes de acción rápida.
Problemas como precipitación de parafinas en climas fríos, incrementos de sólidos por corridas, adición de compuestos químicos para estimulación de pozos, pueden requerir de cambio del desemulsificante de línea.
Debido a que los desmulsificantes son tan numerosos y complejos para permitir su compleja identificación, seleccionar el desmulsificante más adecuado es un arte y una ciencia.
49
3.3.3.2. Propiedades de un buen desmulsificante
Alta actividad superficial: genera una rápida migración del desemulsificante a la interfase.
Impartir fuerte atracción entre las gotas emulsionadas para generar su floculación.
Suficiente habilidad para desestabilizar el film que rodea las gotas.
Capacidad de dispersar los sólidos.
3.3.3.3. Clasificación de un desemulsificante o surfactante
Los productos químicos que se utilizan en la deshidratación de crudos y en la clarificación de aguas efluentes afectan la tensión superficial e interfacial del petróleo y el agua. Los mismos reciben el nombre de “Surfactantes”, y de acuerdo con su naturaleza físico-química se pueden clasificar en dos grandes grupos:
3.3.3.3.1. Según la carga
Moléculas poliatómicas de alto y mediano peso molecular, con de los extremos como directriz de la misma, denominado “ANFIFILO”. Según la carga de este se denominan:
Catiónico: anfifilo cargado positivamente. Aniónico: anfifilo cargado negativamente. No lónico: anfifilo neutro. 50
3.3.3.3.2. Según la solubilidad en agua o aceite
Las moléculas de los surfactantes poseen extremos con afinidad al agua y al aceite, se clasifican según el extremo dominante, en:
Hidrofílicos: su extremo dominante tiene afinidad por el agua. Lipofílicos: su extremo dominante tiene afinidad por el aceite.
Figura No. 3.3: Afinidad Surfactante
FUENTE: Brandt F. Enero 2007. Deshidratación de Crudos. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
3.3.3.4. Evaluación de químicas-laboratorio
La selección de las químicas desemulsificantes se debe realizar inicialmente mediante pruebas de laboratorio y posteriormente, a nivel de pruebas de campo en toda la segregación del crudo.
51
Básicamente se realizan mediante análisis conocidos como “Pruebas de botellas”, sin embargo existen otros métodos con buena eficiencia en la evaluación de químicas, como el uso del equipo “Dinamic Coalescer”.
3.3.3.5. Pruebas de botellas
La prueba de botella es uno de los métodos de selección de productos químicos deshidratantes. Se denomina así por el tipo de recipiente que se usa, en el cual se vierte cierta cantidad de la muestra emulsionada que será tratada.
La determinación del tratamiento a seguir se establece primeramente en pruebas de laboratorio, mediante esta prueba se puede determinar que compuesto químico romperá de manera efectiva la emulsión del petróleo crudo de cierta segregación.
También, indicará la proporción de compuesto químico necesaria para tratar el volumen de petróleo emulsionado que se está proyectando del yacimiento.
Adicionalmente en estas pruebas especiales se determina la necesidad o no del tratamiento térmico complementario al tratamiento químico y su correspondiente temperatura de tratamiento. Es importante bajo el punto de vista operacional y económico, hacer todos los esfuerzos y tentativas posibles para lograr un tratamiento a temperatura ambiente, el cual involucrará solamente el uso de un rompedor de emulsión y de otros medios mecánicos de deshidratación. Si lo anterior no es posible alcanzarse, entonces sí se debe apelar al tratamiento térmico adicional. 52
Figura No. 3.4: Procedimiento para la realización de la prueba de botella
FUENTE: Marfisi. S. Mayo 2004. Deshidratación de Crudo – Principios y Tecnologías. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
Figura No. 3.5: Acción del deshidratante dosificado en las pruebas de botella en un mapa de estabilidad formulación
FUENTE: Marfisi. S. Mayo 2004. Deshidratación de Crudo – Principios y Tecnologías. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
53
3.3.3.5.1. Toma de las muestras
Toma de la muestra sin tratamiento químico.
Envases preferiblemente nuevos.
La muestra de crudo debe ser representativa de toda la segregación.
Drenar las líneas de los toma-muestras.
En crudos con mucho contenido de gas, o muestras con altas temperaturas, se recomienda captar la muestra por etapas, hasta completar llenar el envase.
3.3.3.5.2. Evaluación de la prueba de botella
Para cada muestra en estudio, se determinan los siguientes datos:
Volumen de agua libre separada.
Calidad del agua.
Calidad de la interfase crudo – agua.
Porcentaje de agua emulsionada total remanente.
Porcentaje de emulsión en la interfase crudo – agua.
La eficiencia del tratamiento del crudo para cada dosificación utilizada, se determina de la siguiente manera:
54
Ecuación No. 3.1: Porcentaje de eficiencia
% % % % FUENTE: Curso de Deshidratación de Crudos. PDVSA. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
Es importante observar en las gráficas si la química en evaluación causa sobretratamiento.
Figura No. 3.6: Porcentaje de eficiencia del tratamiento químico normal
FUENTE: Curso de Deshidratación de Crudos. PDVSA. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
55
Figura No. 3.7: Porcentaje de eficiencia del tratamiento químico sobre-tratado
FUENTE: Curso de Deshidratación de Crudos. PDVSA. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
3.3.3.6. Sistema de inyección de químicos La inyección de la química deshidratante al crudo se puede realizar mediante:
Sistema de dosificación por goteo.
Inyección de química mediante inyectores a presión.
Dosis de tratamiento.
Ecuación No. 3.2: Dosis de tratamiento
/ / FUENTE: Brandt F. Enero 2007. Deshidratación de Crudos. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
56
3.3.3.7. Ventajas del tratamiento químico
La formación de las emulsiones pueden ser completamente prevenida dosificando los desemulsificantes desde una etapa temprana del tratamiento.
La emulsión puede ser rota en frío, reduciendo los costos de calentamiento de la emulsión y la pérdida de gravedad asociada con el calentamiento.
3.3.3.8. Desventajas del tratamiento químico
Una sobredosificación puede producir nuevas emulsiones que son a menudos más difíciles de romper que las emulsiones originales.
No siempre es económico romper las emulsiones solo con el tratamiento químico, generalmente es necesario el uso de energía adicional, como calentamiento o electricidad, para reducir los costos del tratamiento químico.
3.3.4. Método mecánico
El tratamiento mecánico se caracteriza por utilizar equipos de separación estática y dinámica que permiten la dispersión de las fases de la emulsión y aceleran el proceso de separación gravitacional.
La utilización de los métodos mecánicos por si solo son muy poco útiles para el tratamiento de emulsiones, sin embargo unido al tratamiento químico resulta ser eficientes. 57
Los beneficios que se obtienen mediante este método se interpretan mejor si se analiza la ecuación de la Ley de Stokes que rige la sedimentación gravitacional, y permite calcular la velocidad de sedimentación. (Ver ecuación 3.1)
El calentamiento produce una disminución exponencial de la viscosidad del crudo, y aumenta la diferencia de densidades entre las dos fases. Al elevarse la temperatura y prácticamente permanece constante; además, aumenta la cantidad de energía en el sistema y causa un movimiento de las gotas de agua, debido principalmente a corrientes térmicas. Esto induce a mayor número de colisiones de las gotas de agua, produciéndose floculación y coalescencia de las mismas.
Este método presenta la desventaja como pérdidas de los hidrocarburos más livianos y volátiles del petróleo, gastos en el consumo de gas combustible y el riesgo de ocurrir precipitación de ciertas sales del crudo, como los sulfatos de sodio y calcio cuya solubilidad decrece con la temperatura; si esto llega a ocurrir, al usar altas temperaturas se formarán suspensiones coloidales de sales de crudo.
Entre los métodos mecánicos más comunes utilizados en la industria petrolera se tienen:
3.3.4.1. Lavado de la emulsión
Consiste en hacer pasar la emulsión a través de un colchón de agua, generalmente caliente, para provocar la “disolución” de las gotas de agua suspendidas.
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3.3.4.2. Agitación de la emulsión
Se utiliza sobre todo con emulsiones tratadas ya químicamente, el mismo se usa para incrementar el choque de gotas de agua desestabilizadas y lograr su unión y precipitación.
3.3.4.3. Centrifugación
Es un método poco usado en la industria petrolera. Es posible y más eficaz cuanto mayor sea la diferencia densidades entre el crudo y el agua.
3.3.4.4. Filtrado
Consiste en hacer pasar la emulsión de agua en crudo a través de un medio filtrante, adecuado que retenga las partículas de agua y promueva su retención, y por consiguiente su decantamiento.
3.3.4.5. Reposo
Su aplicación es generalmente necesaria, pero sólo en los casos de emulsiones inestables, en las cuales permite la separación del agua y del petróleo en un tiempo adecuado para las operaciones.
59
Cualitativamente, se puede esperar que el tamaño de la gota aumente con el tiempo de residencia observado en la sección de coalescencia. Generalmente se determina de pruebas de laboratorio. Para propósito propósito de diseño de los tratadores térmicos, el tiempo de residencia (TR) se puede estimar en el rango de 20 a 30 minutos o más, dependiendo de la calidad (ºAPI) del crudo, o de la dureza de la emulsión a tratar.
3.3.5. Método eléctrico
Este método se utiliza en combinación con los Métodos Químico, Mecánico y Térmico en la deshidratación de crudos. Consiste en utilizar un campo eléctrico, relativamente fuerte, que induce una orientación polarizada de cargas sobre las moléculas en las superficies de las gotas de agua. Los cambios de polaridad del campo eléctrico aplicado ocasionan una alta frecuencia de choques entre las gotas de agua, con lo que se acelera la coalescencia y se reduce significativamente el tiempo de reposo requerido por el crudo tratado.
La coalescencia de pequeñas gotas de agua dispersas en el crudo se puede lograr si la emulsión agua en aceite se somete a la acción de un campo eléctrico de alto voltaje. Los equipos utilizados en este método son los l os Deshidratadores Electrostáticos. En la sección de coalescencia del deshidratador electrostático se pueden obtener estas condiciones mediante la instalación de dos electrodos en paralelo, entre los cuales se genera el campo eléctrico de alto voltaje (20000 – 30000 voltios), a través de la cual se hace pasar la emulsión a tratar. Puede aplicarse corriente alterna o corriente continua, pero se recomienda la alterna por sus menores costos. 60
3.3.5.1. Propiedades en las que actúa un deshidratador electrostático
Los deshidratadores electrostáticos actúan sobre las siguientes propiedades del crudo y del agua:
Tensión superficial del crudo y agua, disminuyéndola para propiciar la coalescencia de las micro gotas de agua y que adquieran mayores diámetros y formen cuerpo de agua que se precipiten por gravedad.
Viscosidad del crudo, al incrementar la temperatura se facilita la fluidez y la penetración del producto químico demulsificante.
Densidad del crudo y del agua, al incrementar la temperatura se disminuye la densidad de las dos fases, se incrementa la variación de densidades crudo – agua.
Conductividad eléctrica del agua emulsionada, la cual contiene sal solubilizada. Esta conductividad se aprovecha para atraer las macro gotas a electrodos en donde finalmente coalescen y decantan por gravedad al fondo del equipo.
3.3.5.2. Partes de un deshidratador electrostático
Un deshidratador electrostático está dividido en 3 secciones. La primera sección ocupa aproximadamente el 50% de su longitud y es llamada “Sección de calentamiento”. La segunda sección es llamada “Sección central o control de nivel” y esta ocupa por alrededor del 10% de su longitud ubicada adyacente a la sección 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. 61
Las parrillas de electrodos de alto voltaje están localizadas en la parte superior del recipiente, arriba de la interfase agua-aceite.
Figura No. 3.8: Partes de un deshidratador electrostático
FUENTE: Brandt F. Enero 2007. Deshidratación de Crudos. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
Figura No. 3.9: Vista lateral de un deshidratador
FUENTE: Rivadeneira R. Operación de plantas de deshidratación de crudo. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
62
3.3.5.3. Variables de operación de un deshidratador electrostático
Diámetro del vessel ( OD ), plg; Longitud del vessel (s/s), pies; Presión de diseño y operación, (PSIG); Temperatura de diseño y operación, (°F); Rata de flujo de gas, (MIMSCFD); Rata de flujo / aceite húmedo, (BPD); Rata de flujo / aceite seco, (BPD)
Entrada y salida de contenido BS&W, (%); Gravedad API; Viscosidad del crudo a 240 (°F); Gravedad específica del agua; Volumen de operación, (%); Corrosión permitida, plg (mpy); Área de la grilla, pies2.
3.3.5.4. Variables de control de un deshidratador electrostático
Temperatura, tiempo de residencia, voltaje, porcentaje de agua emulsionada, presión, caudal.
3.3.5.5. Principio de la deshidratación electrostática
La deshidratación electroestática consiste en la aplicación de un campo eléctrico, que induce una orientación polarizada de cargas sobre las moléculas en la superficie de las gotas de agua. Los cambios de polaridad del campo eléctrico aplicado ocasionan una alta frecuencia de choques entre las gotas de agua.
El principio electroestático de coalescencia se basa en la estructura de la molécula de agua, que corresponde a un campo eléctrico por su configuración. 63
Se puede interpretar que un extremo es negativo y lo constituyente el átomo de oxigeno, y que el otro extremo es positivo lo constituyente los átomos de hidrogeno.
La molécula del agua se representa por un modelo triangular donde el ángulo de los enlaces O-H es de 105 grados aproximadamente, debido al carácter Electronegativo del Oxigeno.
Figura No. 3.10: Modelo triangular de una molécula de agua
FUENTE: Laboratorio de Formulación, Interfases, Reología y Procesos. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
Al aplicar un campo eléctrico la gota de agua se hace dipolar, pasando la gota de una forma esférica a una elipsoidal. Cuando se produce la elongación para que la gota alcance la forma elipsoidal, se afecta a la película superficial de la gota lo cual facilita el contacto con gotas vecinas y facilita la coalescencia de las gotas.
Sin embargo, el efecto más importante radica en el desplazamiento de las cargas afectadas al ser sometidas a un campo eléctrico.
64
Figura No. 3.11: Desplazamiento de las cargas al ser sometidas a un campo eléctrico
FUENTE: Laboratorio de Formulación, Interfases, Reología y Procesos. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
Permite tratar emulsiones con gotas de agua con diámetros entre 1 a 10 micrones o en orden de magnitud más pequeñas que no pueden distinguirse a simple vista. El campo origina la concentración de cargas, el alargamiento de las gotas de agua en forma esferoide ovalada y promueve el contacto agua/agua por el estiramiento del material “interfacial” en los polos de las gotas. Los gradientes que generalmente se aplican tienen una variación entre 0.5 a 5.0 Kv/cm. Gradientes fuera de este rango, conducen a una disminución marcada de la eficiencia del tratamiento. Cuando una gota crece se acerca a un tamaño critico en y recibe gradientes innecesariamente más altos, estos disipan la fuerza y ocasionan la ruptura de las gotas más grandes.
3.3.5.6. Acción del campo eléctrico de un deshidratador electrostático
Las gotas de agua (conductivas) dispersas en la fase continúa aceite (no conductivo) sometidas a un campo eléctrico, son forzadas a unirse por uno de los tres fenómenos siguientes:
65
1. Las gotas de agua se polarizan. 2. Debido a una carga inducida, las gotas de agua son atraídas a uno de los electrodos, donde se reúnen y coalescen como sigue:
En un campo de corriente alterna (CA) las gotas vibran, se juntan y coalescen.
En un campo de corriente directa (CD), las pequeñas gotas de agua tienden a reunirse en los electrodos, formando gotas cada vez más grandes hasta que se precipitan por gravedad.
3. El campo eléctrico tiende a distorsionar y debilitar la película envolvente de la gota de agua hasta que se rompe, quedando el agua libre y lista para precipitarse.
Ecuación No. 3.3: La fuerza de atracción entre las gotas de agua en un campo eléctrico
x
FUENTE: Brandt F. Enero 2007. Deshidratación de Crudos. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
Donde: S> dm F: Fuerza de atracción entre las gotas. Ks: Constante para el sistema. E: Gradiente de voltaje. (dm): Diámetro de las gotas de agua. S: Distancia entre las gotas de agua (donde S> dm). 66
Los equipos tratadores electrostáticos son equipados con un mecanismo externo especial para ajustar el gradiente de voltaje del campo eléctrico, ya que por experiencia se ha demostrado que debido a un cambio en las condiciones de producción, se puede generar un efecto contrario y formar una emulsión más fuerte, lo cual requiere un ajuste del campo eléctrico a las nuevas condiciones de producción.
Figura No. 3.12: Micro fotografía de una emulsión tomada a 1200 imágenes por segundo en un deshidratador electrostático
FUENTE: Laboratorio de Formulación, Interfases, Reología y Procesos. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
3.3.5.7. Ventajas de la deshidratación electrostática
Son menos afectados en su operación por las características de los crudos (densidad, viscosidad), agua o agentes emulsionantes.
Ofrecen mayor flexibilidad y son de menor dimensión. 67
El tiempo de residencia asociado es relativamente corto.
Con el tratamiento electrostático se obtiene una mejor calidad del agua separada y una mayor flexibilidad en cuanto a las fluctuaciones o variaciones en los volúmenes de producción.
Requiere vasijas de menor tamaño, bajos tiempos de retención (Ideales para plataformas marinas).
Requiere menos reactivos químicos (25 a 75 % de ahorro).
Requiere menos calor (Rompimiento de la emulsión a bajas temperaturas).
Mantiene el volumen y ºAPI del aceite tratado (no hay evaporación alta).
Prácticamente no requiere mantenimiento.
Mejor control de contaminantes en el agua de desecho.
Menos sensibles a cambios de gastos o características de emulsión.
Remueven grandes cantidades de agua.
La emulsión puede ser rota a valores de temperatura muy por debajo de las temperaturas manejadas en otros equipos de separación.
Las variables de operación pueden ser controladas por sistemas automatizados como el sistema SCADA.
3.3.5.8. Desventajas
Gastos por consumo de energía y mantenimiento.
El nivel de agua libre es una variable difícil de controlar (Corto circuito).
Instalación de sistemas de control más sofisticados, lo que incide tanto en los costos de operación como de inversión. 68
Instalación de sistemas de carga para un mayor control de flujo al equipo, ya que
necesitan para su operación condiciones de flujo estables y controladas. Los dispositivos del equipo podrían ser afectados por los cambios en las
propiedades conductoras de los fluidos de alimentación, cuando se incrementa el agua, la salinidad y la presencia de sólidos.
El nivel de agua libre es controlado por dos medidores de nivel en paralelo y con diferentes principios de operación.
3.3.5.9. Procedimiento de optimización de un deshidratador electrostático horizontal.
Determinación de la viscosidad del crudo a la entrada del tratador.
Ecuación No. 3.4: Viscosidad del crudo a la entrada
FUENTE: Beggs-Robinson. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
Donde: µo: Viscosidad del crudo, (cp). T: Temperatura del crudo, (ºF).
. 10 z = 3.0324 – 0.02023 G G: Gravedad específica del crudo, (ºAPI). 69
O por medio de la siguiente gráfica:
Figura No. 3.13: Temperatura en función a la viscosidad del crudo
FUENTE: Handbook of Natural Gas Engineering. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
Diámetro de la gota de agua a ser decantada del crudo.
Ecuación No. 3.5: Diámetro de la gota de agua
. FUENTE: Handbook of Natural Gas Engineering. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
Donde: dm: Diametro de la gota de agua, (micrones). µo: Viscosidad del crudo, (cp).
70
Ecuación de asentamiento para determinar la geometría del recipiente.
Ecuación No. 3.6: Ecuación de asentamiento para determinar la geometría del recipiente
∆ FUENTE: Handbook of Natural Gas Engineering. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
Donde: d: Diametro del tratador, (pulg). Qo: Tasa de flujo del crudo, (bl/día). µo: Viscosidad del crudo, (cp). Leff : Longitud de la sección de coalescencia, (pies). Δγ: Diferencia de
γ γ
gravedades especificas del agua y del crudo (
dm: Diametro de las partículas de agua en la emulsión.
Ecuación para el tiempo de retención.
Ecuación No. 3.7: Tiempo de retención
.
FUENTE: Handbook of Natural Gas Engineering. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
71
).
Donde: d: Diametro del tratador, (pulg). Qo: Tasa de flujo del crudo, (bl/día). tr : Viscosidad del crudo, (cp). Leff : Longitud de la sección de coalescencia, (pies).
Aplicación de calor.
Ecuación No. 3.8: Aplicación de calor
∆. . FUENTE: Handbook of Natural Gas Engineering. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
Donde: q: Calor requerido, (BTU/h). Qo: Tasa de flujo del crudo, (bl/día). ΔT: Incremento de temperatura, (
o
F).
γo: Gravedad específica del crudo.
Velocidad de flujo que manejarían las parrillas con cada tipo de corriente.
Ecuación No. 3.9: Velocidad del flujo de parrillas
. ∆ FUENTE: Handbook of Natural Gas Engineering. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
72
Donde: V: Velocidad del flujo de las parrillas, (m/s). Qo: Tasa de flujo de aceite, (m 3/s). A: Área optima de las parrillas, (m 2). C: Constante que depende del tipo de corriente. Δρ: Diferencia de densidad entre el agua y el aceite, (Kg/m : Viscosidad del crudo, (cp),
3
).
(Pa*s).
Elegir el tipo de corriente con el que se va a trabajar.
Tabla No. 3.1: Tipo de corriente, constante “C” TIPO DE CORRIENTE
CONSTANTE
Constante C para corriente Directa
18,5*10 -6
Constante C para corriente Alterna
23*10 -6
Constante C para sistema AC/DC
28*10-6
FUENTE: Handbook of Natural Gas Engineering. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
Hallar el área optima de las parrillas para el tratamiento del crudo.
Ecuación No. 3.10: Área óptima de las parrillas
FUENTE: Handbook of Natural Gas Engineering. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
73
Donde: A: Área optima de las parrillas, (m 2). Qo: Tasa de flujo de aceite, (m 3/s). V: Velocidad de flujo, (m/s).
Determinar el tipo de emulsión que se tiene en la entrada al tratador de acuerdo a la siguiente gráfica o en función a la ecuación 3.7 y a la siguiente tabla.
Figura No. 3.14: Relación entre el diámetro de la gota y viscosidad del crudo, sugerida para el diseño de tratadores de crudo
FUENTE: Handbook of Natural Gas Engineering. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
74
Tabla No. 3.2: Datos del tipo de emulsión en función del diámetro de la gota de agua a ser decantada del crudo TIPO DE EMULSIÓN
DIÁMETRO DE GOTAS (Micrones)
Emulsión Fácil
150
Emulsión Moderada
100
Emulsión Fuerte
60
FUENTE: Handbook of Natural Gas Engineering. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
Determinar la temperatura del tratamiento de acuerdo a la siguiente tabla.
Tabla No. 3.3: Datos de temperatura en función al tipo de emulsión TEMPERATURA (oC)
TIPO DE EMULSIÓN Emulsión Fácil
30-38
Emulsión Moderada
38-45
Emulsión Fuerte
45-60
FUENTE: Handbook of Natural Gas Engineering. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
Determinar el calor necesario para aumentar la temperatura del fluido hasta la de tratamiento.
Ecuación No. 3.11: Calor necesario para aumentar la temperatura del fluido
∆ FUENTE: Handbook of Natural Gas Engineering. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
75
Donde: q = Calor, (Kj/h). Qo = Tasa de flujo del crudo, (m3/s) o (kg/h). ΔT = Incremento de temperatura, (ºC).
Cp = Calor Específicodel crudo, (Kj / Kg ºC). ρo = Densidad del crudo, (Kg/m3).
76
CAPÍTULO IV
CAPÍTULO IV
4. AGIP OIL ECUADOR B.V (AOE)3
Es una empresa multinacional petrolera que forma parte del grupo ENI –Italia, la mayor Compañía Italiana de Energía y una de las seis más grandes del mundo, la cual se ha establecido en nuestro país desde febrero del año 2000 como Contratista de Prestación de Servicios de Riesgos con el Estado Ecuatoriano a través de PETROECUADOR.
AOE forma parte de las empresas que contribuyen a la explotación petrolera nacional, es operadora del Bloque 10, Campo Villano, ubicado en el Sector Triunfo Nuevo en la provincia de Pastaza, actualmente produce 170000 BFPD, tiene un alto corte de agua ya que los 150000 barriles es producción de agua y 20000 barriles es producción de crudo aproximadamente.
Entre las instalaciones de operación se encuentran:
Dos plataformas petrolíferas:
Plataforma Villano A.
Plataforma Villano B.
Centro de Facilidades de Producción CPF.
3
AGIP OIL. Descripción del proceso y facilidades de producción del CPF, diciembre del 2008.
77
Fuera de los límites del bloque las operaciones se extienden a Sarayacu donde se encuentra una estación de bombeo para vencer la columna atmosférica, y luego ser bombeado el crudo hacia la Estación de Baeza en donde se entrega el crudo al SOTE., con un BS&W a 0.5% y °API de 20. Tiene a su cargo la administración y control de la Estación Baeza, donde se realiza la transferencia de custodia del crudo proveniente del campo Villano A y de la empresa PETROAMAZONAS (sector Sarayacu) para posteriormente ser inyectado el crudo al SOTE.
4.1. Ubicación del Bloque 10
El área destinada para el CPF es de 29 hectáreas ubicada en el sector noroccidental del Bloque 10.
Figura No. 4.1: Ubicación Bloque 10
FUENTE: AGIP OIL ECUADOR. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
78
4.2. Consideraciones ambientales
Las instalaciones han sido diseñadas de manera que se reduzca de la mejor manera el impacto al medio ambiente, aplicando la normativa ecuatoriana regente y las regulaciones de la empresa operadora.
La disposición final del agua producida no se realiza en superficie sino que ésta recibe el tratamiento necesario para la inyección del agua en la zona donde va a ser depositada definitivamente; la legislación actual requiere que el la presencia de hidrocarburos totales menor a 15 ppm.
Las facilidades de producción están diseñadas para minimizar la emisión de residuos de fluidos del proceso, agua producida y químicos, se ha incluido un sistema de recolección de fluidos producto de derrames o fugas en las líneas, para cumplir con la normativa dada en el Reglamento Ambiental para Operaciones Hidrocarburíferas del Ecuador (RAOHE), Decreto 1215.
4.3. Caracterización del crudo del campo Villano Alfa
Para el diseño de las instalaciones se contó con un completo análisis de las propiedades físico químicas del crudo proveniente del pozo número 8, se demostró que las propiedades de éste eran apropiadas para el diseño de las facilidades en superficie.
79
Tabla No. 4.1: Propiedades físicas del crudo Villano-8 Peso Molecular (MW)
351.24
Gravedad API
18.0
Gravedad Específica (SG)
0.9465@60 °F
Viscosidad, cP
21.1@138 psig y 215°F
Viscosidad cinemática, cSt
535.95@100°F
Viscosidad cinemática, cSt
37.91@210°F
Punto de vertido, °F
45
FUENTE: AGIP OIL ECUADOR. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
4.4. Resultados de pruebas de demulsificación
La prueba de botella cargada con 2 desmulsificantes químicos, DMO-8288 y DMO5050 realizada en el laboratorio arrojó como resultado una efectiva separación del agua en alrededor de 30 minutos, pero se debe tomar en cuenta que gran parte de los fluidos no son separados en Villano Alfa sino que son enviados hacia el CPF.
Como resultado de esto, el efecto del desmulsificante es reducido significativamente debido al paso de los fluidos del pozo a lo largo de la línea de flujo lo que genera una re-dispersión del agua en el petróleo y viceversa.
La disminución de la temperatura de los fluidos en el CPF resulta en un aumento de la viscosidad que probablemente retarda la coalescencia de las gotas de agua.
80
4.5. Instalaciones en Agip Oil Ecuador
Para la extracción y tratamiento del crudo, Agip Oil Ecuador tiene algunas instalaciones:
4.5.1. Plataforma Villano A
El área destinada para esta plataforma es de 4 hectáreas. Dispone de 12 pozos productores, 2 pozos inyectores y un taladro permanente para reacondicionamiento. La producción actual es 24.5 KBPPD y 167 KBFPD y una capacidad de inyección de agua de 80 KBAPD.
4.5.2. Plataforma Villano B
El área destinada para esta plataforma es de 2.2 hectáreas ubicada al norte de la plataforma Villano A. Dispone de 2 pozos productores y un taladro permanente para reacondicionamiento. La producción actual es 1.5KBPPD y 14.5 KBFPD.
4.5.3. Flowline
El fluido extraído de los pozos es transportado por la línea de flujo de 47.5 km, con una capacidad de 90 KBFPD, para un mínimo impacto ambiental pues es considerada una tubería “invisible” ya que el derecho de vía es de 4 metros. 81
En el recorrido del fluido a través de la línea de flujo se dispone de 6 válvulas automáticas de cierre remoto ubicadas en diferentes puntos a lo largo de la misma que toman el nombre de acuerdo a su posición (K4, K10, K16, K22, K27, K32).
TABLA No. 4.2: Datos referenciales de salida del crudo de Villano Alfa Datos de AGIP OIL ECUADOR. MANIFOLD (Medidor) Flowrate:
7100 BFPH
Density:
0.9470 g/cc
Temperatura:
209.0 oF
Oil Dens 60oF:
0.9346 g/cc
H2O Dens 60oF:
0.9991 g/cc
BS&W:
82.98%
Vol Inv:
167.893 BBL
Previus Inv:
167.894 BBL
Oil Dens @60oF Temp:
0.8841 g/cc
H2O Dens @60oF Temp:
0.9601 g/cc
H2O Cut @ 60oF:
0.830 Frac
Net Water Volume:
8.931 BBL
FUENTE: AGIP OIL ECUADOR. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
4.5.4. Centro de Facilidades de Producción (CPF)
El área destinada para el CPF es de 29 hectáreas ubicada en el sector noroccidental del Bloque 10. En esta instalación se recibe el fluido proveniente de las plataformas Villano A y B a través de la línea de flujo, para su tratamiento y separación de sus componentes: petróleo, agua y gas, almacenamiento y transportación hacia la estación de bombeo en
82
Sarayacu por medio de la línea secundaria. La capacidad actual de bombeo es 40 KBPPD, de almacenamiento 60 KBP y de inyección de agua 68 KBAPD.
Dispone de una planta de procesamiento de crudo, tanques de almacenamiento de crudo, agua producida y combustibles varios (gasolina, diesel y JP1), una planta de generación y distribución de energía eléctrica y 2 pozos inyectores.
4.5.5. Línea secundaria (Secondary Line)
El crudo procesado en CPF es transportado por la línea de 137 km, con una capacidad de 80 KBFPD, con un mínimo impacto ambiental pues es una tubería enterrada.
En el recorrido del crudo a través de la línea secundaria se dispone de 12 válvulas de bloqueo ubicadas en diferentes puntos a lo largo de la misma que toman el nombre de acuerdo a su posición (Valve Site 1 a Valve Site 12). En la válvula 5 (Valve Site 5) de la línea secundaria, el crudo procesado del CPF se une con el de Perenco.
Entre las válvulas 9 y 10 de la línea secundaria (Valve Site 9, Valve Site 10) se encuentra la estación de bombeo de Sarayacu, donde es bombeado hacia la Terminal de Baeza con una presión necesaria para vencer la topografía del trayecto 4.
4.6. CPF. Generalidades
4
Datos proporcionados por el Departamento de Oleoductos, Ing. Fabián Vásconez. Agip Oil Ecuador.
83
Luego de extraído el crudo, debe ser procesado en un centro de facilidades de producción (CPF), para retirarle el agua de formación, el agua emulsificada, el gas y que este cumpla con las especificaciones con el transporte, para ello el CPF cuenta con un conjunto de procesos unitarios físico-químicos. (ANEXO 2)
4.6.1. Producción
En la planta de tratamiento de crudo se realiza la separación de las tres fases hasta conseguir un valor menor a 0.5% de BS&W aceptable para su despacho al SOTE.
Para el efecto, consta de intercambiadores de calor, un separador de agua libre (Free Water Knock Out), cinco calentadores deshidratadores (Heater Treaters), un desgasificador de crudo (Degassing Vessel), bombas de transferencia de crudo, tanques de almacenamiento de crudo, tanques de almacenamiento de agua producida, bombas de inyección de agua, sistema de depuración del agua de inyección, sistema de recuperación de gas para utilidades, sistema de tratamiento de aguas residuales provenientes de drenajes abiertos y cerrados, de generación eléctrica y aguas lluvia las cuales se recolectan al sistema API.
Adicionalmente, en diferentes puntos tales como en el subsuelo, en el cabezal de pozo, en los manifolds de salida del campo villna A, Flow line de ingreso a CPF, al ingreso de los deshidratadores se inyectan químicos demulsificante y antiespumante para el tratamiento del crudo, y anticorrosivo, inhibidor de incrustaciones y biocidas para la
84
protección de las facilidades contra la corrosión. Para mejorar la calidad del agua se inyectan clarificadores. (VER ANEXO 2)
Además se efectúa un continuo seguimiento en un laboratorio para determinar la eficiencia del tratamiento y la protección de las facilidades. Se realizan análisis de BS&W, viscosidad, densidad API, residual de aceite en el agua de inyección en ppm, análisis fisicoquímicos del agua de producción, residual de químicos que previenen la corrosión y análisis bacteriológico para detener el crecimiento de bacterias sulforreductoras pues estas en su metabolismo generan H 2S, un gas que en presencia de CO2 y oxígeno disuelto forma una mezcla corrosiva severa.
Igualmente el H2S es nocivo para la salud en concentraciones bajas, sobre los 500 ppm puede causar muerte súbita. El agua producida es almacenada en los tanques correspondientes para su desnatado y posterior inyección en pozos en la formación Hollin acondicionados para el efecto, mediante bombas booster y bombas de inyección de alta presión. Se inyecta baches de biocida, xileno y JP1 para mejorar la recepción de agua en el pozo, cuando se nota un decrecimiento en su capacidad de recepción de agua.
El gas liberado en el proceso de deshidratación del crudo, es utilizado para diferentes aplicaciones, entre ellas: como combustible para los quemadores de los Heater Treaters, como gas piloto para el encendido de los quemadores de los Heater Treater y la tea, como sello para los tanques de crudo y agua (Gas Blanket).
85
Tabla No. 4.3: Valores de crudo registrados al ingreso del CPF Variable
Valor máximo leído
Valor mínimo leído
Presión (psig)
255
118
Temperatura (°F)
145
85
FUENTE: AGIP OIL ECUADOR. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
4.6.2. Generación
En la planta de generación de energía se dispone de una potencia instalada de 26.6 MW (potencia nominal) suministrado por 5 grupos motor - generador Wartsila, los cuales tienen como combustible principal el crudo y como alterno, diesel, adicional se tiene 2 grupos motor - generador Caterpillar los cuales operan únicamente con combustible diesel.
En la actualidad el consumo de energía diaria de Villano es: 388.3MWh; y la energía consumida en CPF es: 92.41MWh; dando un total de energía entregada: 480.71MWh. Tanto villano A y B como CPF no están conectados al SIN (Sistema Nacional Interconectado)5
5
Datos proporcionados por el área de generación eléctrica, Ing. Xavier Moscoso. Agip Oil Ecuador.
86
4.7. Calentador de fuego directo - deshidratador electrostático (Heater Treater) CF15HF1001A/B/C/D/E: Accesorios Clase ANSI 150. Ref.: P&IDs CF-226J04/05/06/07/15
En el CPF existe un tren de 5 heater treaters, todos con el mismo diseño y capacidades. Este equipo es el más importante del proceso, pues nos permite:
Eliminar el contenido de agua que no fue separada en el FWKO por debajo del 0.5% de BS&W.
Continuar con la separación de gas.
Disminuir la viscosidad para que facilite el bombeo de crudo hacia Sarayacu.
4.7.1. Funcionamiento del deshidratador electrostático en CPF
El fluido ingresa por la parte superior y se distribuye uniformemente por un espacio anular entre la pared interna del calentador y una pared paralela a esta, lo que permite que el fluido baje de forma laminar al fondo y ascienda, cubriendo los tubos de fuego que transmiten calor al crudo por la combustión de gas, crudo o diesel.
La transferencia de calor permite disminuir la viscosidad y aumentar la diferencia de gravedades específicas, lo que facilita la separación del agua y gas del crudo. El crudo pasa por rebose al fondo del lado deshidratador que debe permanecer inundado y fluye hacia la parte superior pasando por el colchón de agua que se mantiene en la unidad, esto permite que el crudo se lave para que las gotas dispersas se junten entre sí y se
87
depositen en el fondo de esta forma se elimina el agua remanente que no fue separada en el FWKO, completando el tratamiento de deshidratación del crudo.
Se utiliza corriente directa a 24000 V AC para alimentar a las rejillas ánodo-cátodo y por efecto electrostático favorecer la coalescencia de las gotas de agua para reducir el BS&W a menos de 0.5%. La salida de crudo con especificaciones es por el lado del deshidratador mediante una línea de 4”, en la cual está instalado un transmisor para monitorear la temperatura del crudo y una válvula para el control de nivel de crudo del lado calentador, con un set actual de 50%. Luego el fluido continúa por una línea de 6” hacia el cabezal de ingreso al Degassing Vessel de 12”.
Cada lado del vessel tiene una línea de salida de agua producida de 2” con un control de nivel de esta fase en cada una, ambas salidas se unen a una línea común de 3” para dirigirse a los intercambiadores de calor agua/crudo A y B. En esta línea está colocado un totalizador de flujo del agua separada en este recipiente, para contabilizar el agua. Tanto el lado calentador como el lado deshidratador pueden ser drenados al close drain para su mantenimiento.
El gas separado en este recipiente sale por un domo ubicado en la parte superior del treater a través de una línea de 4”. La salida de gas es controlada para mantener la presión del treater. Actualmente los heatear treater pueden operar entre una presión de 50 a 60 psig, pues es una presión suficiente para alcanzar el siguiente recipiente del proceso (Degassing Vessel) el mismo que opera a una presión de alrededor de 20psig.
88
Para verificar el nivel de la interfase del calentador y deshidratador, se dispone de 5 toma muestras de 1” dispuestas a diferentes alturas de cada lado del vessel, las cuales dirigen las muestras del fluido hacia bandejas de recolección donde se puede visualizar el tipo de fluido y a qué altura aproximada se encuentran las fases. (VER ANEXO3-4)
Figura No. 4.2: Heater Treater en el CPF
FUENTE: AGIP OIL ECUADOR, CPF. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
4.7.2. Partes internas del deshidratador electrostático de AOE
Figura No. 4.3: Parrillas electrostáticas
FUENTE: AGIP OIL ECUADOR, CPF. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
89
Figura No. 4.4: Entrada del fluido
FUENTE: AGIP OIL ECUADOR, CPF. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
Figura No. 4.5: Extractor de niebla
FUENTE: AGIP OIL ECUADOR, CPF. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
Figura No. 4.6: Coalescedor tipo aleta, sección de coalescencia del deshidratador
FUENTE: AGIP OIL ECUADOR, CPF. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
90
4.8. Software especializado
Esta tecnología es utilizada por las principales empresas petroleras a nivel mundial para simular sus procesos productivos y optimizarlos, control de variables de operación, simulación matemática
4.8.1. Modelación
Representación matemática de fenómenos físicos. Un modelo es un conjunto de ecuaciones que relacionan variables del proceso. Evalúa un proceso sin tenerlo físicamente.
4.8.2. Simulación
Consiste en evaluar numéricamente el modelo para condiciones específicas. El simulador de procesos resuelve las variables desconocidas a partir de las conocidas o parámetros de diseños deseados.
4.8.2.1. Simulación de procesos
Usa las relaciones físicas fundamentales :
Balances de masa y energía.
Relaciones de equilibrio.
Correlaciones de velocidad. (Reacción y transferencia de masa y calor). 91
Predice:
Flujos, composiciones y propiedades de las corrientes.
Condiciones de operación tamaño de equipo.
Algunas aplicaciones:
Diseño y optimización de procesos.
Entrenamiento operativo de operarios.
Para llevar a cabo control de procesos.
Ventajas de la simulación.
Reduce el tiempo de diseño de una planta.
Permite al diseñador examinar rápidamente varias configuraciones de planta.
Ayuda a mejorar procesos actuales.
Responde a las interrogantes en el proceso.
Determina condiciones óptimas del equipo.
Se debe tener en cuenta que los resultados de una simulación no son siempre fiables y estos se deben analizar críticamente.
Hay que tener en cuenta que los resultados dependen de:
La calidad de los datos de entrada.
De que las correlaciones empleadas sean las apropiadas (escoger bien el paquete termodinámico).
Elección adecuada el proceso. 92
4.8.2.2. Simuladores de procesos químicos
Entre 1970 y 1990 comenzaron a surgir simuladores de procesos comerciales. Son herramientas básicas en los programas universitarios de ingeniería química.
Las tres empresas que se reparten casi la totalidad del mercado de la simulación de procesos son AspenTech, Honeywell y Simulation Sciences.
El sector del petróleo y gas ha sido uno de los preferidos por las empresas de simulación de procesos. Modelos forman parte del Know-how privado de la compañía.
Existen software de simulación privados (desarrollados por empresas) y académicos que poseen características de simulación especificas que pueden superar muchas veces a los paquetes comerciales.
Algunos de los paquetes actuales de software se muestran a continuación:
CHEMCAD creado en 1984. Paquete de módulos que abarca: –Cálculo y diseño de intercambiadores de calor. –Simulación de destilaciones dinámicas. –Simulación de reactores por lotes. –Simulación de destilaciones por lotes. –Simulación de redes de tuberías. 93
SuperPro-Designer, provee: • Simulación del proceso. • Evaluación económica. • Análisis avanzado del rendimiento específico. • Programación del proceso. • Valoración del impacto ambiental.
HYSYS es un software para la simulación de plantas petroquímicas y afines. Incluye herramientas para estimar: -Propiedades físicas -Equilibrios líquido vapor, -Balances de materias y energía -Simulación de muchos equipos de ingeniería química. -Simula procesos en estado estacionario y dinámico.
94
4.9. Cálculo de comprobación del deshidratador electrostático de Agip Oil Ecuador
DATOS REALES: Gravedad API del crudo a 60 oF: 19.9 Tasa de flujo del crudo: 8000 bl/día
0.015 m 3/s
Temperatura del crudo a la entrada: 120 oF Temperatura de operación del crudo en el deshidratador: 220 oF. Gravedad especifica del crudo ( γo) a 120 oF: 0.91
910 kg/m3
Gravedad especifica del agua ( γw) a 120 oF: 1.035
1035 kg/m3
Calor específico del crudo: 2.30 kJ / kg oK GOR: 200 pies 3/ bl. Presión de trabajo del deshidratador: 50 psig. BS&W al ingreso: 25% Tiempo de retención: 75 min. Dimensiones: Longitud total: 10m (32.8 pies); Diametro: 2.5m (98.4 pulg) Transformador: 25 KVA / AC Voltaje de trabajo: 24000 voltios.
95
DESARROLLO:
Gravedad especifica del crudo a 60 oF
.. SG F 131.141.519.5 9 SG F 0.9346 VER ANEXO 11, para encontrar SG 120oF.
Gravedad API del crudo.
.. API141.0.915131.5 API24,0
Hallar la viscosidad del crudo a la entrada del tratador. (Ecuación 3.6)
. . 96
. . . z3.03240.0202323.9945 y10^. 352.3637190^. z2.5470 y352.3637 x0.7885 Tabla No. 4.4: Cálculo de la viscosidad del crudo a diferentes temperaturas. (cP)
API
T (oF)
Z=3,0324-0,02023*G
y= 10 z
x=y(T)-1,163
24 24 24 24 24
190 200 210 220 120
2,5470 2,5470 2,5470 2,5470 2,5471
352,3637 352,3637 352,3637 352,3637 352,4377
0,7885 0,7428 0,7019 0,6649 1,3458
µo=10x-1 5,14 4,53 4,03 3,62 21,17
FUENTE: Software Especializado ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
Diámetro de la gota de agua a ser decantada del crudo. (Ecuación 3.5)
. dm5005.14. dm165.50 micrones. Tabla No. 4.5: Cálculo de la gota de agua a ser decantada del crudo a diferentes temperaturas (micrones) API
T (oF)
24 24 24 24
190 200 210 220
dm=500(µ)-0,675 165,50 180,31 195,05 209,71
FUENTE: Software Especializado ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
97
Asentamiento de la gota (Ecuación 3.6).
∆ bl 8000 5. 1 4 cP d a dL 438 1.0350.91165.50 dL 5265.06 í
Tabla No. 4.6: Cálculo de la esbeltez del equipo a diferentes temperaturas API
T (oF)
24 24 24 24
190 200 210 220
dLeff = 438((Qo*µ)/(Δℓ*(dm2))) 5265,06 3907,19 2971,91 2309,09
FUENTE: Software Especializado ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
Tabla No. 4.7: Resultados de las propiedades físicas del crudo a diferentes temperaturas
Δρ
µo (cP) dm (micrones) dLeff
190oF 0,125
200oF 0,125
210oF 0,125
220oF 0,125
5,14 165,50 5265,06
4,53 180,31 3907,19
4,03 195,05 2971,91
3,62 209,71 2309,09
FUENTE: Software Especializado ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
98
Cálculo del diámetro del equipo en base al tiempo de retención real. (Ecuación 3.7).
. dL 80001.0575
. d 571428.5 57
dL 571428.57
d338.1pulg
Tabla No. 4.8: Resultados del diámetro teórico del equipo a diferentes temperaturas y longitudes efectivas
Leff (pies)
190 oF d(pulg)
200oF d(pulg)
210oF d(pulg)
220oF d(pulg)
tr=75 min d(pulg)
5
1053,0
781,4
594,4
461,8
338,1
20 30 40
263,3 175,5 131,6
195,4 130,2 97,7
148,6 99,1 74,3
115,5 77,0 57,7
169,0 138,0 119,5
FUENTE: Software Especializado ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
99
Figura No. 4.7: Longitud del equipo vs diámetro a diferentes temperaturas con el tiempo de retención de AGIP
FUENTE: Software Especializado ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
Comprobación del caudal de acuerdo al tiempo de retención real.
. . 98. 4 Q 7532.8 1.05 Q 4446.232 Bl/d a Q 8892.5 Bl/d a í
í
100
Determinar el calor necesario para aumentar la temperatura del fluido hasta la de tratamiento con el tiempo de retención real (Ecuación 3.8).
∆ . . /
Cantidad de calor aportado con el tiempo de retención real.
6161559kJ/h
60min
X
75min
6161559kJ 75 mi n h X 60 min X7701949.3 kJ/h
101
OPTIMIZACIÓN Los cálculos iniciales para esta optimización se los toma de los realizados en la pág. 100-102 incluida la TABLA 4.7. Con el tiempo de retención de 39 minutos optimizado.
Cálculo del diámetro del equipo en base al tiempo de retención optimizado. (Ecuación 3.7).
. dL 800039 1.05
. d 297142.5 86
dL 297142.86
d243.77pulg
Tabla No. 4.9: Resultados del diámetro teórico del equipo a diferentes temperaturas y longitudes efectivas
Leff (pies) 5 20 30 40
190 oF d(pulg) 1053,0 263,3 175,5 131,6
200oF d(pulg) 781,4 195,4 130,2 97,7
210oF d(pulg) 594,4 148,6 99,1 74,3
220oF d(pulg) 461,8 115,5 77,0 57,7
FUENTE: Software Especializado ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
102
tr=39min d(pulg) 243,8 121,9 99,5 86,2
Figura No. 4.8: Longitud del equipo vs diámetro a diferentes temperaturas con el tiempo de retención optimizado
FUENTE: Software Especializado ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
Comprobación del diametro del Deshidratador con el tiempo de retención optimizado.
. . d 1.800039 0532.8 d95.2 pulg 103
Tabla No. 4.10: Iteraciones para determinar el tiempo de retención óptimo de acuerdo al diámetro real del equipo
tr (min) 39 50 60 75
d (pulg) 95 108 118 132
d (m) 2,4 2,7 3,0 3,4
FUENTE: Software Especializado ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
Figura No. 4.9: Tiempo de retención vs diámetro del equipo para verificar el tiempo de retención óptimo
FUENTE: Software Especializado ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
104
Velocidad del crudo a la entrada del deshidratador.
Tabla No. 4.11: Velocidad del crudo a la entrada del deshidratador µ120F(Pa*s) C (constante) 0,021 0,000023
ν=C(Δρ/µo)0,6(m/s)
0,004211
FUENTE: Software Especializado ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.
De la fórmula general de la velocidad despejamos tiempo para comprobar el tiempo de retención óptimo.
/ / 10m t 0.004211m/s t2374.7seg
Comprobación del caudal de acuerdo al tiempo de retención real.
. . 98. 4 Q 3932.8 1.05 Q 8550.4 2 Bl/d a Q 17100.9 Bl/d a í
í
105
Determinar el calor necesario para aumentar la temperatura del fluido hasta la de tratamiento con el tiempo real.
∆ . . /
Cantidad de calor perdido con el tiempo de retención real.
6161559kJ/h
60min
X
39min
6161559kJ 39 mi n h X 60 min X4005013.6 kJ/h
106
CAPÍTULO V
CAPÍTULO V
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1. Conclusiones
Del análisis de resultados calculados mediante el software desarrollado en la presente tesis (base Excel), se tiene las siguientes conclusiones:
El tiempo de residencia del crudo en el equipo deshidratador electrostático en el CPF de AOE es de 75 minutos; el tiempo calculado óptimo es de 38 a 40 minutos; según la literatura técnica especializada los tiempos de residencia en otros equipos similares oscila entre 20 a 30 minutos; el resultado óptimo se calculo con los datos dimensionales del equipo existente y los datos de caracterización del crudo actualmente tratado.
Al tener un tiempo de residencia prácticamente en el doble, los costos de operación y tratamiento se incrementan, entre estos tenemos costos de calentamiento de crudo en la primera sección del equipo; con un tiempo de residencia de 75 minutos se requieren 7701949,3 kJ/h; al disminuir a 39 minutos se requiere 4005013.6 kJ/h; prácticamente la mitad.
107
Se comprueba por varias ecuaciones que el tiempo de residencia que corresponde a las dimensiones del equipo actual (10 m de longitud y 2,5 m de diámetro interno) está entre 38 a 40 minutos.
Se calcula con el software desarrollado y los datos reales de campo que la temperatura de operación debe ser 210 °F; actualmente el equipo trabaja a 220 °F. estos 10 °F en exceso tienen repercusiones económicas por la mayor cantidad de calor aplicada y por la pérdida de volátiles (C1 a C8) que provocan disminución en el API del crudo ya tratado.
El mejor tratamiento, el más óptimo en utilización de recursos (técnicos, humanos) es el deshidratador electrostático ya que este conjuga en si los 4 principios necesarios para separar remanentes de agua de formación y principalmente el agua emulsionada que es la más difícil de sacar, estos son: gravimétrico, térmico, químico y electrostático. El tener un deshidratador electrostático permite obtener al final del proceso, un crudo con un BS&W 0,5 % volumen y con un solo equipo, de lo contrario se necesitaría combinar varios equipos para cumplir con las especificaciones, esto implica mayores gastos en todos los recursos.
108
Los tiempos de tratamiento en otros equipos como wash - tank, FWKO, separadores bifásicos, oscila entre 4 a 7 horas, en un deshidratador electrostático oscila entre 20 a 30 minutos y en nuestro caso estudiado entre 38-40 minutos, esto también por la calidad del crudo, a menores API, crudos semipesados como el de AOE, este tiempo se incrementa.
Los cálculos para determinar dimensiones del equipo y condiciones de operación siempre serán aproximaciones; los mejores resultados se obtendrán de pruebas de campo y de laboratorio, así; la cantidad de química demulsificante a inyectar en el manifold de ingreso al CPF, la temperatura de demulsificación, el tiempo de residencia, se tiene que determinar mediante la PRUEBA DE BOTELLAS; esta temperatura será la que se aplique mediante un balance de masa y energía, en el equipo.
Del análisis de resultados se concluye que cada deshidratador electrostático en el CPF de AOE puede manejar hasta un caudal de 8800 BBL fluido/ día; actualmente trata 8000 BBL fluido/día, si son 5 tratadores se tiene una capacidad de tratamiento total en exceso de 4000 BBL fluido/día, AOE puede incrementar este volumen en su operación; tomando en cuenta el tiempo de residencia óptimo este volumen en exceso, se duplica.
109
Todo el funcionamiento del proceso y el control de variables de proceso en el CPF de AOE se realiza por sistema SCADA el cual controla y adquiere datos del campo instantáneamente mediante transductores, pero este SCADA no optimiza; allí la propuesta del presente estudio de elaborar un software de optimización previo un conocimiento de las condiciones y variables de operación. Existen otros softwares de optimización como HYSYS; pero en el presente trabajo se demuestra que con el conocimiento adquirido, la tesista puede elaborar un software especializado y confiable el cual puede ser utilizado sin problema en el campo.
La inyección de química demulsificante tiene que realizarse mediante prueba de botellas y revisarse periódicamente con muestras de crudo tomadas en el proceso, con todos los aditivos que se pone a un crudo como controladores de escala, desparafinadores, inhibidores de corrosión, etc, ya que estos aditivos tienen gran influencia en el comportamiento del demulsificante; se ha dado casos que los mejores productos que funciona en un crudo, fracasan en otro, por las características del crudo y la cantidad y calidad de los aditivos.
5.2. Recomendaciones
Las variables de operación como concentración de la química demulsificante, la temperatura a la que debe operar el deshidratador, el caudal y el tiempo de residencia deben determinarse experimentalmente mediante la prueba de botellas, con estos datos se parte para luego ir ajustando en el equipo y comprobando con software especializado para optimización. 110
Las características físico químicas del crudo que ingresa al proceso son cambiantes por lo que es necesario aplicar cálculos con software especializado para determinar las condiciones ÓPTIMAS de operación cada vez; Actualmente AOE mantiene estas condiciones de operación fijas para todo tipo de crudo. El Optimizar mediante software especializado resultará en mejores resultados económicos en todos los aspectos.
Se recomienda realizar periódicamente ensayos con nuevos productos demulsificantes químicos, siempre con la prueba de botellas, especialmente cuando las características del crudo varían.
Se recomienda que en AOE se tome en cuenta el tiempo de residencia, temperatura y caudal de operación que en el presente trabajo se ha determinado y se vaya ajustando paulatinamente desde las condiciones actuales.
111
GLOSARIO DE TÉRMINOS
ADSORCIÓN: Es un fenómeno de superficie, tiene lugar en la superficie de separación de dos fases, una sólida, a veces liquida y otra fluida. El sólido en cuya superficie se produce la adsorción se denomina adsorbente o sustrato. El gas adsorbido se denomina adsorbato. La adsorción se produce en la superficie interfacial sólido-gas y no debe confundirse con la absorción, en la que el gas penetra en el interior de la fase sólida.
ABSORCIÓN: Es la operación unitaria que consiste en la separación de uno o más componentes de una mezcla gaseosa con la ayuda de un solvente líquido con el cual forma solución (un soluto A), o varios solutos, se absorben de la fase gaseosa y pasan a la líquida). Este proceso implica una difusión molecular turbulenta o una transferencia de masa del soluto A, a través del gas B, que no se difunde y está en reposo, hacia un líquido C, también en reposo.
AGENTE EMULSIFICANTE: Son moléculas que tienen la propiedad de
reducir la tensión superficial entre dos fases inmiscibles tienden a concentrarse entre las dos fases, favoreciendo su interacción, la que se refleja en la formación de una mezcla estable.
AGUA DE FORMACIÓN: Agua que se encuentra conjuntamente con el petróleo y el gas en los yacimientos de hidrocarburos. Puede tener diferentes concentraciones de sales minerales. 112
AGUA RESIDUAL: Aguas resultantes de la utilización en las actividades humanas, domésticas o industriales, que se vierten como afluentes.
API: American Petroleum Institude; organismo que regula los procesos que se realizan en el campo petrolero mediante normas estandarizadas.
BARRIL: Unidad de medida de volumen para petróleo y derivados; equivales
42 galones americanos o 158.98 litros medidos a 60 ºF y a nivel del mar.
BS&W: Contenido de agua y sedimentos que se tiene en un fluido y que se lo
determina por medio de pruebas de laboratorio.
COALESCENCIA: Propiedad o capacidad de ciertas sustancias y cosas para
unirse o fundirse con otras en una sola.
CABEZAL DEL POZO: Es un equipo que mantiene el control de un pozo
desde la superficie. Incluye el cabezal de tubería de revestimiento, el cabezal de tubería de producción y árbol de Navidad.
DEMULSIFICANTE: El propósito de los demulsificantes es romper la emulsión para obtener crudo seco y agua limpia. Los demulsificantes pueden ser aplicados en un amplio rango de temperaturas para conseguir el resultado deseado.
113
DISPERSIÓN: Una dispersión de un líquido (fase dispersa) en forma de pequeñísimas partículas en el seno de otro líquido (fase continua) con el que no es miscible.
ESTACIÓN DE CONTROL: Una estación de carga manual es la que permite la interrupción entre el modo manual y el modo automático de un lazo de control, se puede decir que es la interface del operador con un sistema de control distribuido y puede relacionarse como estación de control.
EMULSIÓN: Mezcla de dos líquidos mutuamente inmiscibles, uno de los cuales está disperse en forma de pequeñísimas gotas en el otro y estabilizado por un agente emulsionante.
EVALUACIÓN DEL IMPACTO AMBIENTAL EIA : Evaluación del impacto de una instalación o actividad sobre el medio ambiente que la rodea, realizada antes de que el trabajo sobre esa actividad haya comenzado. El estudio base original, parte clave de este proceso, describe las condiciones originales.
FLOCULACIÓN: Se forman agregados de glóbulos que no se fusionan entre sí.
114
HIDROCARBURO: Cualquier compuesto o mezcla de compuestos, sólido, líquido o gas que contiene carbono e hidrógeno (ej.: carbón, aceite crudo liviano, mediano o pesado, y gas natural).
INESTABILIDAD DE UNA EMULSIÓN: Se debe al aumento del área durante la emulsificación.
INVERSIÓN DE FASES: La fase continua pasa a discontinua o viceversa.
LÍNEA DE DESCARGA: Canal o tubo instalado entre las conexiones de la superficie en la boca del pozo y la zaranda vibratoria a través de la cual pasa el lodo de perforación en su viaje de vuelta desde el fondo hasta la superficie.
LÍNEA DE FLUJO: Tubería que va desde el cabezal de un pozo hasta la estación de recolección. Su objetico es transportar el fluido que sale del pozo hasta los separadores de la estación de recolección.
MEDIDA: La determinación de la existencia de una magnitud o una variable.
METANO: La más pequeña de las moléculas de los hidrocarburos, con un átomo de carbono y cuatro átomos de hidrógeno. Es el componente principal del gas natural, pero también está presente en las capas de carbón, y es producido por animales y por la descomposición de los vegetales. Es un gas ligero, sin color, sin olor y flamable bajo condiciones normales. 115
OPERADOR : Compañía, organización o persona con autoridad legal para perforar pozos y extraer hidrocarburos. Puede emplearse un contratista de perforación para llevar a cabo la perforación en sí. El operador es con frecuencia parte de un consorcio y actúa a nombre de este.
PARAFINA: Material sólido o semisólido derivado de destilados o residuos; se emplea para distintos propósitos incluyendo velas y encerados.
PETRÓLEO: Nombre genérico para hidrocarburos, incluyendo petróleo crudo, gas natural y líquidos del gas natural. El nombre se deriva del Latín, óleum, presente en forma natural en rocas, petra.
PROCESO: Una operación o secuencia de operaciones envueltas en cambios de energía, estado, composición y dimensión.
PROGRAMA: Una secuencia repetitiva de acciones que definen el estatus de salida como una relación a un set de entradas.
RESIDUO: Los componentes pesados, no volátiles, del crudo que fluyen del fondo de la columna de fraccionamiento durante la destilación fraccionada.
REOLOGÍA: Es la parte de la física que estudia la relación entre el esfuerzo y la deformación en los materiales que son capaces de fluir.
116
SEDIMENTACIÓN: Cuando la fuerza de gravedad excede el movimiento térmico de las gotas, se desarrolla un gradiente de concentración en el sistema, en el que las gotas más grandes se mueven a mayor velocidad hacia la superficie.
SOLUBILIDAD: Se denomina solubilidad de un compuesto a la máxima cantidad del mismo que puede diluirse en un determinado volumen de disolvente; corresponde a la cantidad de soluto presente en una disolución saturada.
TANQUES DE ALMACENAMIENTO: Grandes depósitos metálicos, construidos de acero soldado, que se utilizan para guardar crudo o derivados.
TANQUES DE LAVADO: El los tanques de lavado se separa el agua del aceite por diferencia de densidades; el agua se drena a una piscina y el aceite se pasa a, un tanque de mayor capacidad, denominado de surgencia, donde se almacena el crudo producido del campo, libre de gas y agua.
TENSIÓN SUPERFICIAL: Es un fenómeno de superficie y es la tendencia de un líquido a disminuir su superficie hasta que su energía de superficie potencial es mínima, condición necesaria para que el equilibrio sea estable.
117
TRANSPORTE: Acción de trasladar crudo y derivados a través de varios sistemas; por ductos, autotanques y buques tanque.
UNIDAD TÉRMICA BRITÁNICA (BTU): La cantidad de calor requerido para elevar la temperatura de una libra de agua en un grado Fahrenheit.
VARIABLE DEL PROCESO : Cualquier variable perteneciente a un proceso, en esta norma se aplica para todas las variables que no sean de señales de instrumentación.
VISCOSIDAD: Pegajoso, esto es: la resistencia de un líquido al movimiento o flujo; normalmente se abate al elevar la temperatura.
118
BIBLIOGRAFÍA
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2. AGIP OIL, Documentos de Archivo, (Planos y PI&D), Pastaza, (2009). 3. BARBERII E. El Pozo Ilustrado. PDVSA. (1998). 4. BRAND F. Ing. Manual de deshidratación de crudos. (2007). 5. BENALCAZAR E. Tratamiento de emulsiones. BAKER HUGHES. (2004). 6. ESCOBAR M. F. Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos. Editorial Universidad Sur colombiana. Primera Edición. (2006). 7. ENGINEERING DATA BOOK, FPS, Gas Processors Suppliers Association. Volume I & II Sections 1-26 Published as a service to the gas processing and related process industries.
8. GELLER E. DICTIONARY OF ENGINEERING, Second Edition, Managing Editor. (2007). 9. HOWARD B. B. Petroleum Engineering Handbook. Third Printing Society of Petroleum Engineers Richardson, TX, U.S.A. 10. MORALES A. G Curso de separación de fluidos. REPSOL YPF. (2007).
119
11. PETROECUADOR. Glosario de Términos Petroleros y Ambientales. Unidad de Relaciones Institucionales de Petroecuador. (2008). 12. MARFISI S. y SALAGER J, Deshidratación de Crudo; Principios y Tecnologías. Universidad de los Andes, Venezuela. 13. JONES D y PUJADÓ P, Handbook of Petroleum Processing. 14. SMITH H. y KENNETH E. “Crude Oil Emulsions” (1997). 15. BANSBACH P. L. “The how and why of Emulsions” (1970). 16. ARNOLD K. Emulsions and Oil Treating Equipment: Selection, Sizing and Troubleshooting, Gulf Equipment Guides. 17. AGIP OIL. Descripción del proceso y facilidades de producción del CPF, diciembre (2008).
18. MELO, V. Sistemas de Producción en Campos Petroleros, noviembre (2007). 19. Manual de la GPSA. GAS PROCESSORS ASSOCIATION, USA. 20. Hyprotech. HYSYS.Process Calgary: Hyprotech. Documentación Suite (1998). PÁGINAS WEB http://www.scribd.com/doc/24999051/Emulsiones-de-Agua-en-Petroleo-Crudo. http://www.scribd.com/doc/16751137/DESHIDRATACION-DE-CRUDOS. http://www.scribd.com/doc/19938421/Emulsiones-en-la-Industria-del-Petroleo.
120
ANEXOS
Anexo No. 1: Acuerdo Ministerial No. 014 Parte pertinente al transporte de crudo. EL MINISTRO DE ENERGÍA Y MINAS En ejercicio de la facultad conferida por el artículo 179, numeral 6 de la Constitución Política de la República del Ecuador, los artículos 6 y 9 de la Ley de Hidrocarburos y el artículo 17 del Estatuto del Régimen Jurídico y Administrativo de la Función Ejecutiva, Acuerda: Expedir el siguiente Reglamento pare el transporte del petróleo crudo a través del Sistema de Oleoducto Transecuatoriano y la Red de Oleoductos del Distrito Amazónico.
Art. 10.- El petróleo crudo producido por los usuarios no podrá ser recibido y/o transportado por las operadoras de existir una o más de las siguientes causas comprobadas por las operadoras o la DNH.
a) Cuando tenga más del 1% de agua y sedimentos (BS&W);
b) Cuando tenga sustancias y/o posea características que pudieran dañar las instalaciones de transporte y almacenamiento o interferir con el adecuado funcionamiento de las instalaciones, de conformidad con las prácticas normales de la industria petrolera;
c) Cuando la gravedad API sea menor a los asignados en la correspondiente regulación emitida por la DNH; 121
d) Cuando existiere orden del Ministerio del ramo que prohíba expresamente el transporte de dicho petróleo;
e) Cuando existan condiciones operativas que impidan su recepción, siempre que no sean de aquellas contempladas en el artículo 15 del presente acuerdo ministerial; y,
f) Cuando la unidad LACT del usuario y las unidades ACT no se encuentren funcionando correctamente, situación que será determinada mediante el control diario de los medidores, conforme a lo establecido en el artículo 7 de este acuerdo.
122
Anexo No. 2: Hoja Técnica y MSDS de un Desmulsificante
123
124
125
126
127
Anexo No. 3: Diagrama de Flujo CPF AGIP OIL - Proceso Actual en CPF- Bloque 10 Flujo de entrada
SOTE
128
Anexo No. 4: Diagrama del CPF en el Sistema SCADA
129
Anexo No. 5: Diagrama de Procesos del Campo Villano Alfa en el Sistema SCADA
130
Anexo No. 6: Instrumentación de Seguridad del Heater Treater (Deshidratador Electrostático)
CAUSA Alta alta presión (90psig) Baja baja presión (35psig) Alta alta temperatura de los tubos de fuego (275°F)
SENSOR GENERA EFECTOS ACTIVADO LADO CALENTADOR PSH621 USD 1510 Cierra la válvula ON/OFF de ingreso A/B/C/D/E A/B/C/D/E de fluido SDV221A/B/C/D/E. PSL621 USD 1510 Cierra la válvula de control de salida A/B/C/D/E A/B/C/D/E de agua del lado calentador LV521A/B/C/D/E. USD 1510 TSH726 Apaga los quemadores A/B/C/D/E Apaga los bloowers Cierra la válvula ON/OFF de ingreso de fluido SDV221A/B/C/D/E Cierra la válvula de control de salida LSL522 USD 1511 de agua del lado calentador A/B/C/D/E A/B/C/D/E LV521A/B/C/D/E. Apaga los quemadores. Apaga los bloowers Cierra la válvula ON/OFF de ingreso LSH524 USD 1512 de fluido SDV221A/B/C/D/E. A/B/C/D/E A/B/C/D/E Cierra la válvula de control de salida de gas PV620A/B/C/D/E. LADO DESHIDRATADOR LSL528 USD 1513 Cierra la válvula de control de salida de agua del lado deshidratador A/B/C/D/E A/B/C/D/E LV529A/B/C/D/E. EN LAS CHIMENEAS TT720 A/B/C/D/E TT721 A/B/C/D/E Se apagan los quemadores Alarma TT728 Apaga los bloowers A/B/C/D/E TT729 A/B/C/D/E
Bajo bajo nivel de fluido (8ft 3”)
Alto alto nivel de fluido (9ft 6”) Bajo bajo nivel de agua (2ft 6”) Alta alta temperatura de la chimenea de los quemadores de los Treaters (1200°F)
131
Anexo No. 7: Partes de un Deshidratador Electrostático
132
Anexo No. 8: Diagrama de un Heater Treater en el Sistema SCADA
133
Anexo No. 9: Informe de Resultados de Caracterización Físico-Químico del Petróleo de AOE
134
Anexo No. 10: Diagrama de Flujo (Deshidratación de Crudos) e Inyección de Desmulsificantes
135
Anexo No. 11: Approximate Specific Gravity of Petroleum Fractions
Tomado del manual de la GPSA tomo E-23. Fig 23-10
136
Anexo No. 12: Procedimiento del software especializado (Base Excel)
UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA CARRERA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS SOFTWARE PARA OPTIMIZAR CONDICIONES DE OPERACIÓN DE UN DESHIDRATADOR ELECTROSTÁTICO EN EL CPF DE AGIP OIL ECUADOR OPERADORA DEL BLOQUE 10. AUTORA: KAREN ARCOS RON.
FECHA: Agosto 2010.
DESHIDRATADOR ELECTROSTÁTICO HORIZONTAL Datos reales de campo: Gravedad API del crudo a 60 oF: Tasa de flujo del crudo: Temperatura del crudo a la entrada Temperatura de operación del crudo: Gravedad especifica del crudo a 120 oF: Gravedad especifica del agua a 120 oF: Tiempo de Residencia Calor específico del crudo Longitud del deshidratador Diámetro del deshidratador GOR: Presión de trabajo del deshidratador: BS&W al ingreso: Transformador: Voltaje de trabajo:
19,9 8000 120 220 0,91 1,035 75 2,30 10 2,50 200 50 25 25 24
137
bl/día o F o F 910 1035 min Kj/kg oK m m pies3/bl psig % KVA/AC voltios.
0,015
m 3/s
kg/m 3 kg/m 3
32,8 98,4
pies pulg
Transformación de la tasa de flujo. 3
8000 bl
1m
1 día
1 hora
1 min
día
6,29 bl
24 horas
60 min
60 seg
Gravedad específica del crudo a 60 oF SG 60 F SG 60 F
141,5/(131,5+API
60F)
0,9346
Ver anexo para encontrar SG 120oF
Cálculo del API a diferente temperatura. API
(141,5/SG 120F)‐131,5
API
24
138
0,015
3
m /s
1.‐ Cálculo de la viscosidad.
Cálculo de la viscosidad del crudo a diferentes temperaturas (cP).
Cálculo del diámetro de la gota (micrones)
Cálculo de la esbeltez del equipo
API
T (oF)
Z=3,0324 ‐0,02023*G
y= 10z
x=y(T) ‐1,163
µo=10x‐1
dm=500(µ)‐0,675
dLeff =438((Q o*µ)/(Δℓ*(dm2)))
24
190
2,5470
352,3637
0,7885
5,14
165,50
5265,06
24
200
2,5470
352,3637
0,7428
4,53
180,31
3907,19
24
210
2,5470
352,3637
0,7019
4,03
195,05
2971,91
209,71
2309,09
24
220
2,5470
352,3637
0,6649
3,62
24
120
2,5471
352,4377
1,3458
21,17
Resultados de las propiedades físicas del crudo a diferentes temperaturas 190 oF
200oF
210oF
220oF
0,125
0,125
0,125
0,125
5,14
4,53
4,03
3,62
dm (micrones)
165,50
180,31
195,05
209,71
dLeff
5265,06
3907,19
2971,91
2309,09
Δρ
µo (cP)
139
2.‐Cálculo del diámetro del equipo en base al tiempo de retención real. d2Leff = Q o(tr)o/1,05 d2Leff =
571428,57
3.‐ Resultados del diámetro teórico del equipo a diferentes temperaturas y longitudes efectivas
Leff (pies)
190 oF d(pulg)
200oF d(pulg)
210oF d(pulg)
220oF d(pulg)
tr=75 min d(pulg)
5
1053,0
781,4
594,4
461,8
338,1
20 30 40
263,3 175,5 131,6
195,4 130,2 97,7
148,6 99,1 74,3
115,5 77,0 57,7
169,0 138,0 119,5
GRÁFICA: Longitud del equipo vs Diámetro a diferentes temperaturas con el tiempo de retención de Agip.
140
4. Comprobación del caudal de acuerdo al tiempo de retención real. d2Leff = Q o(tr)o/1,05 Q o=((d2Leff *1,05)/tr) 4446,23 Bl / día
Q o= Q o=
8892,5
Bl / día
5. Calor requerido al tiempo de retención real. q= Q o*Cp*ρo*ΔT 6161559 Q o 3 53 m hora
Cp 2,30 kj o kg* K
ρo
ΔT
910 kg 3 m
(377‐322) K
o
6161559
kJ/hora
Transformación de la tasa de flujo. 3
8000 bl
42 gal
3,785 lt
1m
1 día
día
1 bl
1 gal
1000 lt
24 horas
53
Transformación de escalas de temperaturas. o o C = (F ‐ 32) / 1,8 C = (F ‐ 32) / 1,8 o o C= (120 ‐ 32) / 1,8 C= (220 ‐ 32) / 1,8 48,89 104,44 o
K = oC + 273 o K = 48,89 + 273 322
o
K = oC + 273 o K = 104,44 + 273 377 o
K
Cantidad de calor con el tiempo de retención real. 60 min
6161559 kJ/h x x=
75 min 6161559 kJ * 75 min 60 min 7701949,3
kJ/hora
141
3
m /h
UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA CARRERA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS SOFTWARE PARA OPTIMIZAR CONDICIONES DE OPERACIÓN DE UN DESHIDRATADOR ELECTROSTÁTICO EN EL CPF DE AGIP OIL ECUADOR OPERADORA DEL BLOQUE 10. AUTORA: KAREN ARCOS RON.
FECHA: Agosto 2010.
OPTIMIZACIÓN DE UN DESHIDRATADOR ELECTROSTÁTICO HORIZONTAL Datos: Gravedad API del crudo a 60 oF: Tasa de flujo del crudo: Temperatura del crudo a la entrada: Temperatura de operación del crudo oF: Gravedad especifica del crudo a 120 oF: Gravedad especifica del agua a 120 oF: Tiempo de Residencia: Calor específico del crudo: Longitud del deshidratador: Diámetro del deshidratador: GOR: Presión de trabajo del deshidratador: BS&W al ingreso: Transformador: Voltaje de trabajo:
19,9 8000 120 220 0,91 1,035 39 2,30 10 2,50 200 50 25 25 24
bl/día o F o F 910 1035 min Kj/kg oK m m pies3/bl psig % KVA/AC voltios.
Gravedad específica del crudo a 60 ºF SG 60 F
141,5/(131,5+API
SG 60 F
60F)
0,9346
Ver anexo para encontrar SG 120ºF API
(141,5/SG 120F)‐131,5
API
24
142
0,015
m 3/s
kg/m 3 kg/m 3 32,8 98,4
pies pulg
1.- Cálculo de la viscosidad. Cálculo de la viscosidad del crudo a diferentes temperaturas (cP).
Cálculo del diámetro de la gota (micrones)
Cálculo de la esbeltez del equipo
API
T (oF)
Z=3,0324 ‐0,02023*G
y= 10z
x=y(T) ‐1,163
µ=10x‐1
dm=500(µ)‐0,675
dLeff =438((Q o*µ)/(Δℓ*(dm2)))
24
190
2,5470
352,3637
0,7885
5,14
165,50
5265,06
24
200
2,5470
352,3637
0,7428
4,53
180,31
3907,19
195,05
2971,91
209,71
2309,09
24
210
2,5470
352,3637
0,7019
4,03
24
220
2,5470
352,3637
0,6649
3,62
24
120
2,5471
352,4377
1,3458
21,17
Resultados de las propiedades físicas del crudo a diferentes temperaturas 190 oF
200oF
210oF
220oF
Δρ
0,125
0,125
0,125
0,125
µo (cP)
5,14
4,53
4,03
3,62
dm (micrones)
165,50
180,31
195,05
209,71
dLeff
5265,06
3907,19
2971,91
2309,09
143
2.-Cálculo del diámetro del equipo en base al tiempo de retención optimizado. d2Leff = Q o(tr)o/1,05 d2Leff
297142,86
3.- Resultados del diámetro teórico del equipo a diferentes temperaturas y longitudes efectivas. 190 oF
200oF
210oF
220oF
tr=39min
Leff (pies)
d(pulg)
d(pulg)
d(pulg)
d(pulg)
d(pulg)
5
1053,0
781,4
594,4
461,8
243,8
20
263,3
195,4
148,6
115,5
121,9
30
175,5
130,2
99,1
77,0
99,5
40
131,6
97,7
74,3
57,7
86,2
Optimización: Se comprueba que a la temperatura que debería trabajar el o deshidratador electrostático es de 210 F con un tiempo de residencia de 39 minutos.
GRÁFICA 1: Longitud del equipo vs Diámetro a diferentes temperaturas con el tiempo de retención Optimizado.
144
4. Comprobación del diámetro del Deshidratador con el tiempo de retención optimizado. d2Leff = Q o(tr)o/1,05 d2=Q o(tr)o/1,05*Leff 9059,2 95,2
pulg
Transformación del diámetro a metros. 95,2 pulg
1 pie
1m
12 pulg
3,28 pies
2,4
m
Iteraciones para determinar el tiempo de retención óptimo de acuerdo al diámetro real del equipo. tr (min)
d (pulg)
d (m)
39
95
2,4
50
108
2,7
60
118
3,0
75
132
3,4
GRÁFICA 2: Tiempo de retención vs Diámetro del equipo para verificar el tiempo de retención óptimo.
145
5. Velocidad del crudo a la entrada del deshidratador. Transformación de la viscosidad. 21,17 Cp
1 Pa*s
0,021
1000 Cp
Pa * s
Determinación de velocidad y tiempo de retención óptimos. 0,6
µ120F(Pa*s)
C (constante)
ν=C(Δρ/µo) (m/s)
0,021
0,000023
0,004211
De la fórmula general de la velocidad despejamos tiempo para comprobar el tiempo de retención óptimo. ν=d/t
t=d/v t=
2374,7
seg
Transformación del tiempo. 2374,7 seg
1 min 60 seg
39,58
min
6. Comprobación del caudal de acuerdo al tiempo de retención óptimo d2Leff = Q o(tr)o/1,05 Q o=(d2*Leff *1,05)/tr 8550,4
Q=
bl/día
17100,9
146
bl/día
