RIOBAMBA – ECUADOR ECUADOR
TRATAMIENTO PREVIO DEL CRUDO El petróleo crudo suele contener agua, sales inorgánicas, sólidos en suspensión y trazas metálicas solubles en agua. El primer paso del proceso de refino consiste en eliminar estos contaminantes mediante desalinización (deshidratación), a fin de reducir la corrosión, el taponamiento y la formación de incrustaciones en el equipo, y evitar el envenenamiento de los catalizadores en las unidades de proceso. Tres métodos usuales de desalinización del petróleo crudo son la desalinización química, la separación electrostática y el filtrado. En la desalinización química se añaden al crudo agua y surfactantes químicos (desemulsificantes), se calientan para que las sales y otras impurezas se disuelvan en el agua o se unan a ella, y después se dejan reposar en un tanque, donde se decantan. En la desalinización eléctrica se aplican cargas electrostáticas de alto potencial para concentrar los glóbulos de agua suspendidos en la parte del fondo del tanque de decantación. Los surfactantes se añaden sólo cuando el crudo contiene gran cantidad de sólidos en suspensión. Un tercer proceso, menos común, consiste en filtrar el petróleo crudo calentado utilizando tierra de diatomeas como medio filtrante. Una desalinización inadecuada origina incrustaciones en los tubos de los calentadores y de los intercambiadores de calor de todas las unidades de proceso de la refinería, lo que restringe el flujo de producto y la transferencia térmica, y origina averías debido al aumento de presiones y temperaturas. También causa averías la corrosión, que se produce debido a la presencia de ácido sulfhídrico, cloruro de hidrógeno, ácidos nafténicos (orgánicos) y otros contaminantes del petróleo crudo. La corrosión tiene lugar cuando las sales neutralizadas (cloruros y sulfuros de amonio) se mojan por el agua condensada. Al ser la desalinización un proceso cerrado, existe poco riesgo potencial de exposición al petróleo crudo o las sustancias químicas de proceso, a menos que se produzca una fuga o emanación. Es posible que se origine un incendio a causa de una fuga en los calentadores, lo que permitiría la liberación de componentes del crudo con bajo punto de ebullición.
Yacimiento Petrolífero
1. Levantamiento artificial Cuando el pozo deja de producir por flujo natural, se requiere el uso de una fuente externa de energía para conciliar la oferta con la demanda de energía. La utilización de esta fuente es con el fin de levantar los fluidos desde el fondo del pozo hasta el separador, es lo que se denomina levantamiento artificial. El propósito de los métodos de levantamiento artificial es minimizar los requerimientos de energía en la cara de la formación productora, con el objeto de maximizar el diferencial de presión a través del yacimiento y provocar, de esta manera, la mayor afluencia de fluidos, sin que generen problemas de producción: arenamiento, conificación de agua, etc. En los yacimientos los fluidos están sujetos a la acción de varias fuerzas y energías naturales: fuerzas de presión, fuerzas de fricción por viscosidad, de gravedad de energía y fuerzas capilares, las cuales actúan en el movimiento de los fluidos hacia los pozos o para retenerlos en el yacimiento. Cuando esas energías son suficiente para promover el desplazamiento de los fluidos desde su interior hasta el fondo del pozo y de allí a la superficie, se dice que "EL POZO FLUYE NATURALMENTE", es decir, el fluido se desplaza como consecuencia del diferencial de presión entre la formación y el pozo. La Producción Por Flujo Natural no es el método que garantiza los niveles de producción rentables durante toda la vida productiva del yacimiento. Para obtener el máximo beneficio económico del yacimiento, es necesario seleccionar el método de producción óptimo, este es el que permite mantener los niveles de producción de la manera más económica posible. Al realizar la explotación del yacimiento la presión de este disminuye, lo que implica que la producción de fluidos baje hasta el momento en el cual, el pozo deja de producir por si mismo. De allí surge la necesidad de extraer los fluidos del yacimiento mediante la aplicación de fuerzas o energías ajenas al pozo, de aquí surge lo que llamamos LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL. La mayoría de los pozos son capaces de producir por Flujo Natural en la primera etapa de su vida productiva, no obstante una vez finalizada la producción por Flujo Natural, es necesario seleccionar un Método de Levantamiento Artificial que permita seguir produciendo eficientemente el yacimiento.
El crudo que es extraído de los diferentes pozos, se lo envía a través de tuberías hacia los Recibidores (Punto final de un segmento de tubería de transporte de crudo, agua o diesel.), los cuales tienen la función de enviar el crudo a los Tanques Free Water (Tanque de separación de agua de formación y gas.). En estos tanques se separa la mayor cantidad de agua y gas del crudo pesado; el crudo que sale de estos tanques tiene aproximadamente un 20% de agua de formación. TANQUES FREE WATER Estos separadores son trifásicos y nos permiten separar GAS – CRUDO y AGUA. En estos equipos se separa aproximadamente el 80% del agua que llega desde los diferentes Wellpad. El fluido ingresa al separador y choca con una placa deflectora. Todo el líquido y gas trataran de separarse en esta sección. Si el agua y el crudo no están emulsionados, el agua caerá al fondo del recipiente y el crudo se depositará sobre el agua, el gas fluirá hacia la salida de gas en la parte superior.
El gas suele arrastrar gotas de agua y crudo hacia su salida , para evitar que crudo y vapor condensado salgan junto al gas se instalan dentro de estos separadores placas coalescentes y mallas de alambre , sin embargo a veces no se logra una total separación de las gotas de líquido por lo que es recomendable realizar la inyección de químico antiespumante. El agua es evacuada por la parte inferior del recipiente y el crudo es recogido en un canal que tiene su salida por la parte intermedia del separador. Adicionalmente estos separadores tienen un sistema de SAND JET que nos permite realizar limpiezas internas para eliminar la acumulación de arenas y sólidos en el fondo del recipiente. El control del nivel de agua y crudo se lo realiza con un controlador de nivel de interface LIC DE INTERFACE y un controlador de nivel de crudo LIC DE NIVEL DE CRUDO, así como la presión con un controlador de presión de gas a tea PIC a TEA y un controlador de presión a generación PIC a GENERACION. El gas liberado en este equipo es utilizado como combustible para los generadores de energía eléctrica (Generadores Waukesha), y el gas remanente es quemado en la tea. El agua separada del crudo es conducida hacia el Scrubber de agua y luego almacenada en los Tanques.
Luego el crudo es enviado a los Intercambiadores de calor (Eleva la temperatura de crudo para reducir viscosidad y mejorar separación de agua emulsionada). INTERCAMBIADORES DE CALOR OBJETIVO: Elevar la temperatura del crudo con el fin de reducir su viscosidad y mejorar la separación de la emulsión tanto para el separador de producción como para la Deshidratadora. El fluido utilizado es aceite térmico el que ingresa con una temperatura de 260 a 265 °F y a una presión de 35 -38 PSI y sale con una temperatura de 200 - 205 °F y a una presión de 30 a 35 PSI.
En este equipo se eleva la temperatura de la mezcla agua-crudo que ha salido de los FWKO. El incremento de temperatura produce una reducción de viscosidad en el crudo, lo que facilita la separación del agua tanto en los separadores de producción como en las deshidratadoras.
El control de la temperatura se lo realiza a través del TIC . Hay que tener en cuenta la importancia de la temperatura en la reducción de la viscosidad del petróleo y de la diferencia de la gravedad específica o densidad relativa. Es importante indicar que la temperatura de salida de crudo no debe exceder los 212 °F para evitar el arrastre de vapor de agua con el gas que se libera tanto en los separadores de producción como en las botas de gas. PARTES IMPORTANTES UBICADAS EN EL INTERCAMBIADOR DE CALOR
Una vez que el crudo sale del Intercambiador de calor pasa al Separador de producción (Tanque de separación de mayor cantidad de agua de formación y gas.) en donde se retira en mayor cantidad el agua y el gas, de tal manera que el crudo sale con un 10% de agua aproximadamente. SEPARADORDE DE PRODUCCIÓN Estos equipos trabajan con el mismo principio que los FWKO. Estos separadores se ubican después de los intercambiadores de calor y su función es continuar separando el agua y el gas de la fase del petróleo, pero con ayuda de la temperatura ganada en los intercambiadores, es decir, en ellos se produce una separación termoquímica.
La diferencia entre los FWKO y separadores de producción es que estos tienen dos compartimentos que están separados por una compuerta. El crudo se almacena en el segundo compartimiento pasando por rebosamiento sobre la compuerta. El agua se almacena en el primer compartimiento. La carga líquida que sale de este equipo con dirección al deshidratador electrostático aproximadamente sale con un BSW de 10%. Igual que los FWKO estos separadores tienen placas y mallas coalescentes para capturar la mayor cantidad de líquidos que es arrastrada por la fase gaseosa.
El proceso de extracción del agua de formación termina cuando el crudo es enviado a la Deshidratadora (Tanque de separación de casi la totalidad de agua de formación). DESHIDRATADORA ELECTROSTATICA OBJETIVO: Extraer la mayor cantidad de agua de formación del crudo. Es la última etapa en la que se puede extraer agua del crudo. El valor del BSW a la salida debe ser menor al 1%. MÉTODO: A través de Transformadores ubicados en la parte superior del tanque, generan energía electroestática, la cual agrupa las moléculas de agua haciéndolas más grandes, con el objetivo de que estas caigan por su densidad y se separen del petróleo.
Estos equipos permiten eliminar el agua remanente que no fue separada tanto en el FWKO como en los separadores de producción. El crudo entra al recipiente y se reparte uniformemente dentro de éste, pasando por un distribuidor que ocupa todo el largo del equipo. El crudo fluye hacia la parte superior pasando por el colchón de agua que se mantiene en el equipo, esto permite
que el crudo se lave para que las gotas de agua dispersas se junten entre si y se depositen en el fondo del deshidratador. La separación de las fases mediante campo eléctrico utiliza varios mecanismos para promover la floculación (contacto de las gotas de agua). Estos mecanismos proporcionan una separación eficiente de las fases. En general, el mecanismo de coalescencia eléctrica consiste en aplicar un campo eléctrico al sistema emulsionado. Este campo provoca que dos gotas, por ejemplo, con carga eléctrica y a una distancia considerable se influyan debido a la fuerza eléctrica, como se ilustra en la Figura; es decir las cargas positivas que rodean a la gota de agua se orientarán hacia el cátodo y las negativas del ánodo. Esta influencia provocará que las gotas se fusionen en una más grande, logrando más rápidamente su precipitación debido a la fuerza de gravedad.
Un campo eléctrico incrementa la coalescencia de las gotas dispersas en el aceite, por dos mecanismos que actúan simultáneamente: 1. Sometidas a un campo electrostático, las gotas de agua adquieren una carga eléctrica neta. 2. La distribución al azar de las gotas de agua en el seno del aceite, al pasar por el campo electrostático se alinean con su carga positiva orientada al electrodo cargado (negativo).
PARTES IMPORTANTES UBICADAS EN EL INTERIOR DEL VESSEL
Estos equipos pueden utilizar corriente alterna y/o continua para conseguir que el agua disperse en el crudo coalesca y caiga al fondo del recipiente. SCRUBER DE AGUA Se encarga de recibir las descargas de agua que vienen desde los FWKO, Separadores de producción y deshidratadoras electrostáticas. El objetivo de este equipo es conseguir separar la mayor cantidad de aceite arrastrada por el agua de formación. La salida de agua está ubicada en la parte inferior del vessel y sale controlada por un LIC con dirección a los tanques de almacenamiento. La salida del crudo que se recupera en este equipo también está controlada por un LIC y descarga en el Tanque de Slop desde donde se lo vuelve a enviar a reproceso. La presión del recipiente esta controlada por un PIC y el volumen de gas que se recupera descarga a la entrada de los enfriadores E 1063/E 2063
En los Tanques de Almacenamiento en donde se mantiene el petróleo a una temperatura que varía entre los 54 a 60 °C se envía hasta la estación de bombeo ubicada en Shushufindi para finalmente ser enviado al OCP a través de los Lanzadores.
A continuación se muestra la Figura la cual consiste en el tratamiento de crudo pesado en el SPF, bloque 16.
DESTILACION DEL PETROLEO La destilación es la operación fundamental para el refino del petróleo. Su objetivo es conseguir, mediante calor, separar los diversos componentes del crudo. Cuando el crudo llega a la refinería es sometido a un proceso denominado “destilación fraccionada”. El petróleo crudo calentado se separa físicamente en distintas fracciones de destilación directa, diferenciadas por puntos de ebullición específicos y clasificados, por orden decreciente de volatilidad, en gases, destilados ligeros, destilados intermedios, gasóleos y residuo. Existen varios sistemas de destilación que son: 1. Destilación atmosférica o topping En las torres de destilación atmosférica, el crudo desalinizado se precalienta utilizando calor recuperado del proceso. Después pasa a un calentador de carga de crudo de caldeo directo, y desde allí a la columna de destilación vertical, justo por encima del fondo, a presiones ligeramente superiores a la atmosférica y a temperaturas comprendidas entre 343 °C y 371 °C, para evitar el craqueo térmico que se produciría a temperaturas superiores.
Las fracciones ligeras (de bajo punto de ebullición) se difunden en la parte superior de la torre, de donde son extraídas continuamente y enviadas a otras unidades para su ulterior proceso, tratamiento, mezcla y distribución. Las fracciones con los puntos de ebullición más bajos (el gas combustible y la nafta ligera) se extraen de la parte superior de la torre por una tubería en forma de vapores. La nafta, o gasolina de destilación directa, se toma de la sección superior de la torre como corriente de productos de evaporación. Tales productos se utilizan como cargas petroquímicas y de reforma, material para mezclas de gasolina, disolventes y GPL. Las fracciones del rango de ebullición intermedio (gasóleo, nafta pesada y destilados) se extraen de la sección intermedia de la torre como corrientes laterales y se envían a las operaciones de acabado para su empleo como queroseno, gasóleo diesel, fuel, combustible para aviones de reacción, material de craqueo catalítico y productos para mezclas. Algunas de estas fracciones líquidas se separan de sus residuos ligeros, que se devuelven a la torre como corrientes de reflujo descendentes. Las fracciones pesadas, de alto punto de ebullición (denominadas residuos o crudo reducido), que se condensan o permanecen en el fondo de la torre, se utilizan como fuel, para fabricar betún o como carga de craqueo, o bien se conducen a un calentador y a la torre de destilación al vacío para su ulterior fraccionamiento.
2. Destilación al vacío Las torres de destilación al vacío proporcionan la presión reducida necesaria para evitar el craqueo térmico al destilar el residuo, o crudo reducido, que llega de la torre atmosférica a mayores temperaturas. Los diseños internos de algunas torres de vacío se diferencian de los de las torres atmosféricas en que en lugar de platos se utiliza relleno al azar y pastillas separadoras de partículas aéreas. A veces se emplean
también torres de mayor diámetro para reducir las velocidades. Una torre de vacío ordinaria de primera fase produce gasóleos, material base para aceites lubricantes y residuos pesados para desasfaltación de propano. Una torre de segunda fase, que trabaja con un nivel menor de vacío, destila el excedente de residuo de la torre atmosférica que no se utiliza para procesado de lubricantes, y el residuo sobrante de la primera torre de vacío no utilizado para la desasfaltación. Por lo común, las torres de vacío se usan para separar productos de craqueo catalítico del residuo sobrante. Asimismo, los residuos de las torres de vacío pueden enviarse a un coquificador, utilizarse como material para lubricantes o asfalto, o desulfurarse y mezclarse para obtener fuel bajo en azufre.
3. Columnas de destilación En las refinerías hay muchas otras torres de destilación más pequeñas, denominadas columnas, diseñadas para separar productos específicos y exclusivos, todas las cuales trabajan según los mismos principios que las torres atmosféricas. Por ejemplo, un despropanizador es una columna pequeña diseñada para separar el propano del isobutano y otros componentes más pesados. Para separar el etilbenceno y el xileno se utiliza otra columna más grande. Una torres pequeñas de “burbujeo”, llamadas torres rectificadoras, utilizan vapor para eliminar vestigios de productos ligeros (gasolina) de corrientes de productos más pesados. Las temperaturas, presiones y reflujo de control deben mantenerse dentro de los parámetros operacionales para evitar que se produzca craqueo térmico dentro de las torres de destilación. Se utilizan sistemas de descarga dado que pueden producirse desviaciones de presión, temperatura o niveles de líquidos si fallan los dispositivos de control automático. Se vigilan las operaciones para evitar la entrada de crudo en la carga de la unidad de reforma. Los crudos utilizados como materia prima contienen a veces cantidades apreciables de agua en suspensión que se separa al principio del
proceso y que, junto con el agua procedente de la purga de vapor que queda en la torre, se deposita en el fondo de ésta. Es posible que esta agua se caliente hasta alcanzar el punto de ebullición, originando una explosión por vaporización instantánea al entrar en contacto con el aceite de la unidad. El intercambiador de precalentamiento, el horno de precalentamiento, el intercambiador de calor de residuos, la torre atmosférica, el horno de vacío, la torre de vacío y la sección superior de evaporación sufren corrosión por efecto del ácido clorhídrico (HCl), el ácido sulfhídrico (H2S), el agua, los compuestos de azufre y los ácidos orgánicos. Cuando se procesan crudos sulfurosos es posible que la corrosión sea intensa tanto en las torres atmosféricas como en las de vacío si la temperatura de las partes metálicas excede de 232 °C, y en los tubos de los hornos. El H2S húmedo también produce grietas en el acero. Al procesar crudos con alto contenido de nitrógeno se forman, en los gases de combustión de los hornos, óxidos de nitrógeno, que son corrosivos para el acero cuando se enfrían a bajas temperaturas en presencia de agua. Se utilizan productos químicos para controlar la corrosión por ácido clorhídrico producida en las unidades de destilación. Puede inyectarse amoníaco en la corriente de la sección superior antes de la condensación inicial, y/o inyectarse con mucho cuidado una solución alcalina en la alimentación de petróleo crudo caliente. Si no se inyecta suficiente agua de lavado, se forman depósitos de cloruro de amonio y se produce una intensa corrosión. La destilación atmosférica y al vacío son procesos cerrados, por lo que las exposiciones son mínimas. Cuando se procesan crudos agrios (con alto contenido de azufre) se produce exposición al ácido sulfhídrico en el intercambiador y el horno de precalentamiento, la zona de destilación instantánea y el sistema de evaporación superior de la torre, el horno y la torre de vacío, y el intercambiador de calor de residuos. Todos los crudos de petróleo y los productos de destilación contienen compuestos aromáticos de alto punto de ebullición, como los HAP cancerígenos. La exposición de corta duración a altas concentraciones de vapor de nafta causa cefaleas, náuseas y mareos, y la de larga duración, pérdida del conocimiento. Las naftas aromáticas contienen benceno, por lo que debe limitarse la exposición a las mismas. Es posible que los productos de evaporación del deshexanizador contengan grandes cantidades de hexano normal que afecten al sistema nervioso. En el intercambiador de precalentamiento, en zonas superiores de la torre y en productos de evaporación a veces hay cloruro de hidrógeno. El agua residual contiene a veces sulfuros hidrosolubles en altas concentraciones y otros compuestos hidrosolubles, como amoníaco, cloruros, fenol y mercaptano, dependiendo del crudo de partida y de los productos químicos de tratamiento. BIBLIOGRAFIA: http://www.muchapasta.com/b/var/Destilacion%20petroleo.php http://www.ingenieriaquimica.es/files/pdf/iq/424/03ARTICULOMAY.pdf
TRATAMIENTO PREVIO DEL http://bibdigital.epn.edu.ec/bitstream/15000/3931/1/CD-3641.pdf
CRUDO,
TRATAMIENTO PREVIO DEL PETRÓLEO http://bibdigital.epn.edu.ec/bitstream/15000/68/1/CD-0039.pdf TRATAMNIENDO DEL www.bvsde.paho.org/bvsast/e/fulltext/enciclopedia/78.pdf
CRUDO CRUDO,
