Desalacin del crudo:

Consiste en la remocin de las pequeas cantidades de sales inorgnicas, que generalmente quedan disueltas en el agua remanente, mediante la adicin de una corriente de agua fresca (con bajo contenido de sales) a la corriente de crudo deshidratado. Posteriormente, se efecta la separacin de las fases agua y crudo, hasta alcanzar las especificaciones requeridas de contenido de agua y sales en el crudo.

El desalado en campo reduce la corrosin corriente aguas abajo (bombeo, ductos, tanques de almacenamiento). Adicionalmente la salmuera producida puede ser adecuadamente tratada para que no cause los daos en los equipos y sea inyectada al yacimiento, resolviendo un problema ambiental. En ausencia de cristales de sal slidos, el contenido de sal en el crudo deshidratado est directamente relacionado con el porcentaje de agua y con la concentracin de salinidad de la fase acuosa (en ppm de NaCl).

El desalado se realiza despus del proceso de rompimiento de la emulsin en deshidratadores electrostticos y consiste de los siguientes pasos:

a) Adicin de agua de dilucin al crudo. b) Mezclado del agua de dilucin con el crudo. c) Deshidratacin (tratamiento de la emulsin) para separar el crudo y la salmuera diluida.

El equipo convencional para el desalado incluye:

Un equipo convencional de deshidratacin (eliminador de agua libre, calentador o unidad electrosttica). Una tee para inyectar el agua de dilucin. Un mecanismo que mezcle adecuadamente el agua de dilucin con el agua y las sales del crudo. Un segundo tratador (tipo electrosttico o tratador-calentador) para separar nuevamente el crudo y la salmuera.

En base al desalado en una etapa, el requerimiento del agua de dilucin es usualmente de 5 a 7 % con respecto a la corriente de crudo. Sin embargo, si el agua de dilucin es escasa, el desalado en dos etapas reduce el requerimiento del agua de dilucin a 1-2 % con respecto a la corriente del crudo.

Sistema convencional de deshidratacin desalacin de crudo

Problemas comunes y fallas en los equipos de deshidratacin: Los problemas y fallas en las plantas de tratamiento de crudos son variados y se presentan con frecuencia.

Para garantizar la eficiencia de una planta, es necesario que los diversos factores que intervienen (calor, desemulsificante, agitacin, electricidad y tiempo de residencia) estn balanceados entre s. Si uno de estos se modifica, otro tendr que cambiar a fin de restablecer el equilibrio.

Los cambios bruscos en la naturaleza de las emulsiones son poco frecuentes y pueden deberse a la introduccin de una nueva corriente en forma temporal o permanente. En algunos casos debe cambiarse de desemulsificante.

Los productos empleados en estimulaciones cidas a los pozos y los materiales producidos en la reaccin, ocasionan cambios temporales en las emulsiones, cuando se incorporan lentamente en el aceite producido. En algunos casos es necesario tratarlo por separado.

Las variaciones repentinas en la carga que maneja la planta, son una de las causas ms comunes de aumento en los contenidos de agua y sal del crudo tratado. La forma ms prctica de compensarles, es empleando bombas dosificadoras de reactivo que, en forma automtica varen el numero de emboladas segn la seal de carga o presin en la lnea.

La revisin peridica de algunos elementos ayuda a eliminar o identificar rpidamente las causas de una operacin deficiente.

Los problemas y fallas ms frecuentes y sus posibles correcciones son las siguientes: Si el tratador mantiene su temperatura y opera correctamente, ajustar la dosificacin de reactivo o cambiar el reactivo por otro ms eficaz. Si el tratador no conserva la temperatura adecuada, entonces: 1. Revisar termmetro y termostatos. 2. Verificar la operacin continua del horno. 3. Comparar el calor proporcionado y las temperaturas de entrada y salida del aceite, agua y sus volmenes respectivos, sabiendo que0

para elevar 1 F el agua requiere 150 BTU y el aceite alrededor del doble. Si el calor requerido es mayor que el calculado, el tratador est sobrecargado. En este caso se puede aplicar un reactivo de separacin rpida y se instala un eliminador de agua libre. Si el horno no est sobrecargado, entonces puede haber depositacin de holln o incrustaciones externas. Si en un deshidratador disminuye la altura de la interfase agua-aceite, entonces:

1. Verificar la operacin de la vlvula de descarga de agua. 2. Comprobar que dicha vlvula y el sifn no presenten

incrustaciones. 3. Verificar la presin de descarga del drene (cuando el agua se enva a una planta de tratamiento) para detectar contrapresin excesiva.

4. Observar si hay depsito en el fondo que pueda. impedir el flujo al sifn 5. detectar un taponamiento en la lnea de salida del aceite 6. revisar la temperatura del aceite 7. indagar al deshidratador por la lnea igualadora de presiones 8. comprobar que en la seccin de separacin de gas no hay canalizacin de aceite. 9. Cuando los intercambiadores de calor operan deficientemente, es muy probable que los tubos estn picados por la corrosin y hay que cambiarlos. Las fallas ms comunes en los tratados electrostticos ocurren cuando hay intermitencias en el suministro de corriente elctrica; al disminuir el voltaje la luz piloto se atena o desaparece. La acumulacin de materiales slidos en la interfase agua-aceite puede originar un corto circuito. En este caso hay que disminuir la altura de la interfase para normalizar la operacin de la unidad. Tambin es recomendable aumentar la temperatura o cambiar de reactivo. Si el mal funcionamiento del tratador no se corrige, habr que revisar todo el circuito elctrico. Presencia de sales en el crudo: Consiste en la mayora de los casos en sal disuelta en agua. Las sales minerales estn presentes en el crudo en diversas formas: como cristales solubilizados en el agua emulsionada, productos de corrosin o incrustacin insolubles en agua y compuestos organometlicos como las porfirinas.

La salinidad de la fase acuosa vara desde 100 ppm hasta la saturacin, que es de 300.000 ppm (30 % peso); sin embargo lo usual es encontrar salmueras en el rango de 20.000-150.000 ppm (2 a 15 % peso) 1% de contenido de agua de 15.000 ppm en el crudo implica: 55 lb/1000 bbl crudo (PTB = 55). Por comparacin, el agua de mar contiene de 30.00043.000 ppm (3 a 4,3 % peso) de sales disueltas. Efectos del contenido de las sales en el crudo: El contenido de sal en el crudo normalmente es medido en libras de cloruro, expresado como cloruro de sodio equivalente por 1.000 barriles de crudo limpio (Libras por Mil Barriles, LMB o en ingls Pounds per Thousand Barrels, PTB).

Cuando el crudo es procesado en las refineras, la sal puede causar numerosos problemas operativos, tales como disminucin de flujo, taponamiento, reduccin de la transferencia de calor en los

intercambiadores, taponamiento de los platos de las fraccionadoras. La salmuera es tambin muy corrosiva y representa una fuente de compuestos metlicos que puede envenenar los costosos catalizadores. Es por esto, que las refineras usualmente desalan el crudo de entrada entre 15 y 20 PTB para el caso de refineras sencillas, en aquellas de conversin profunda las especificaciones pueden ser ms exigentes, alcanzando valores de 1 PTB. Calentamiento de la formacin por inyeccin de agua caliente:

La

inyeccin

de

agua

caliente

es

un

proceso

trmico

de

desplazamiento, el proceso consiste en inyectar agua caliente a travs de un cierto nmero de pozos y producir el petrleo por otro. Los pozos de

inyeccin y produccin se perforan en arreglos, tal como en los procesos de inyeccin convencional de agua.

La inyeccin de agua caliente involucra el flujo de dos fases, agua y petrleo. En este sentido, los elementos de la inyeccin de agua caliente son relativamente fciles de describir, ya que se trata bsicamente de un proceso de desplazamiento en el cual el petrleo es desplazado inmisciblemente tanto por el agua caliente como fra.

Exceptuando los efectos de temperatura y el hecho que generalmente se aplican a crudos relativamente viscosos, la inyeccin de agua caliente tiene varios elementos comunes con la inyeccin convencional de agua.

Cuando se inyecta agua caliente a travs de un pozo, la formacin de la vecindad del pozo es calentada, mientras que al mismo tiempo parte del calor inyectado se pierde hacia las formaciones adyacentes. El agua caliente inyectada suministra el calor necesario y como resultado su temperatura disminuye. Adems, como el agua caliente se mueve alejndose del pozo inyector, este fluye con los fluidos del yacimiento formando una zona calentada en la cual la temperatura vara desde la temperatura de inyeccin en el pozo inyector hasta la temperatura del yacimiento a una cierta distancia del pozo inyector.

Este proceso de recuperacin de crudo mediante el desplazamiento de agua caliente se debe principalmente a los siguientes mecanismos: Mejoramiento de la movilidad del petrleo como resultado de la reduccin de su viscosidad debido al incremento de la temperatura.

Reduccin del petrleo residual a altas temperaturas. La reduccin del petrleo residual se debe a la expansin trmica del petrleo a altas temperaturas y a los cambios de las fuerzas superficiales de los fluidos. Estas fuerzas incluyen fuerzas interfaciales entre los fluidos y los fluidos y las rocas. Los cambios en las fuerzas superficiales no reducen necesariamente las fuerzas capilares.

En general la clave del proceso de inyeccin de agua caliente es mejorar la relacin de movilidad durante el desplazamiento disminuyendo la viscosidad del petrleo con el incremento de la temperatura debido a que la actividad intermolecular se incrementa con el calor. Modelo de Lauwerier: LAUWERIER, ha sido reconocido como el primero en establecer firmemente los clculos aproximados de la distribucin de la temperatura en el yacimiento. Lauwerier considero la inyeccin de agua caliente a un flujo constante en un yacimiento ideal, horizontales de propiedades uniformes y constantes, adems supone que la transferencia de calor hacia las formaciones adyacentes se afectan por conduccin vertical solamente, y que la distribucin de la temperatura en el yacimiento es independiente de la posicin vertical, y el flujo de calor dentro del yacimiento se realiza nicamente por conveccin.

La distribucin de temperatura en el yacimiento y en las formaciones adyacentes a cualquier distancia del punto de inyeccin esta, dada por la siguiente ecuacin:

El valor de la funcin error complementario erfc(x), se obtiene a partir de los siguientes clculos. erfc(x)= 1-erfc(x)

Siendo erfc(x) la funcin error del mismo nmero. Una aproximacin dada por Abramowitz y Stegun para el clculo de erfc(x) es la siguiente:

Tipos de tanques: Separadores Cilndricos:Son los ms comnmente usados y su posicin puede ser vertical u horizontal Cilndricos: Los Tanques Cilndricos Verticales permiten almacenar grandes cantidades volumtricas y solo se relativamente pequeas hasta 2.5 psi.

Se emplean para almacenar productos de diferente naturaleza qumica (cidos, lcalis, hidrocarburos, efluentes industriales, etc.) y son de gran capacidad de almacenaje. Pueden ser clasificados de acuerdo al tipo de techo y tipo de fondo en: Tipo de techo: Sin techo, techo fijo o techo flotante. Tipo de fondo: plano, esfrico, hemisfrico, semieliptico o cnico. Techo Fijo: Se emplean para contener productos no voltiles o de bajo contenido de ligeros (no inflamables) como son: agua, diesel, asfalto, petrleo crudo, etc. Este tipo de tanques operan con un espacio para los vapores, el cual cambia cuando vara el nivel de los lquidos.

Ventilaciones en el techo permiten la emisin de vapores y que el interior se mantenga aproximadamente a la presin atmosfrica pero producindose perdidas de respiracin. Los tanques de techo fijo son usados para almacenar lquidos en los cuales los tanques de techo flotante no son exigidos.

El techo puede tener la forma de un cono, domo o paraguas. Los techos fijos hay de dos tipos auto soportados y soportados. Techo Flotante: Se emplea para almacenar productos con alto contenido de voltiles como son: alcohol, gasolinas y combustibles en general.

Este tipo de techo fue desarrollado para reducir o anular la cmara de aire, o espacio libre entre el espejo del liquido y el techo, adems de proporcionar un medio aislante para la superficie del liquido, reducir la velocidad de transferencia de calor al producto almacenado durante los periodos en que la temperatura ambiental es alta, evitando as la formacin de gases (su evaporacin), y consecuentemente, la contaminacin del ambiente y, al mismo tiempo se reducen los riesgos al almacenar productos inflamables. Tanques sin Techo: Se usan para almacenar productos en los cuales no es importante que este se contamine o que se evapore a la atmosfera como el caso del agua cruda, residual, contra incendios, etc. El diseo de este tipo de tanques requiere de un clculo especial del anillo de coronamiento. Tipos de Fondo:

Fondo plano

Fondo esfrico

Fondo hemisfrico

Fondo semieliptico

Fondo cnico con chaflan

Fondo cnico

Vlvulas de presin y Vaco:

Las vlvulas de presin/vacio se utilizan para evitar que el tanque se dae tras el exceso de presin interna o de vaco, y para reducir la evaporacin del contenido del tanque hacia la atmosfera evitando el venteo libre. Los tanques de almacenamiento se presurizan cuando el lquido es bombeado al interior del tanque debido a que el vapor interno se comprime mientras sube el nivel, o tambin con temperaturas elevadas ya que los

gases existentes se expanden. A s mismo, las condiciones de vacio se dan cuando se extrae lquido del contenedor o cuando la temperatura disminuye.

Una buena calibracin en los discos de presin vacio evitar que la estructura del tanque se dae tras el exceso de presin interna o vacio.

Aforo: Es el proceso de medicin/anlisis que se lleva a cabo en los tanques de almacenamiento de crudo para saber que volumen de crudo contienen. Medicin por Aforacin: Se realiza a travs de dos mtodos: directo e indirecto. Mtodo Medicin directo o al lleno Este mtodo consiste en bajar la cinta con la plomada hasta tocar ligeramente el fondo del tanque o la placa de nivel cero (0) fijado en el fondo. El nivel del lquido en el tanque se determina por la longitud de la cinta mojada. Este mtodo debe ser usado para medir tanques de techo flotante, para medir residuos en los tanques de los bloques antes y despus de descargarlo. Tambin se usa para medir el agua libre en el fondo en cualquier tipo de tanque y residuos de petrleo o producto del mismo, siempre y cuando los residuos sean lo bastante fluidos para permitir el paso de la plomada hasta el fondo del tanque o hasta la placa de nivel cero.

Procedimiento. Colocarse en posicin tal que al abrir la claraboya, los vapores que se encuentran en el tanque no den directamente en la cara. Enganchar la plomada a la cinta y abrir la claraboya de medicin. Sostener el carrete con una mano y bajar la cinta lentamente entre el dedo pulgar y el dedo ndice de la otra mano, hasta que la plomada toque ligeramente el fondo del tanque. No se debe permitir que la plomada golpee duro en fondo, lo cual suele ser causa comn de error por ladearse la plomada. Recoger la cinta con el carrete hasta que aparezca la parte donde el lquido dej la marca que indica su nivel. Anotar con exactitud la medida, sea en metros, centmetros, milmetros, pies o pulgadas. Limpiar la cinta con estopa mientras se la retire completamente, dejando caer el lquido en la claraboya y evitar que se ensucie el techo. Cerrar la claraboya para cumplir con las normas de seguridad. Desconectar la plomada de la cinta, cargar el equipo de tal manera que permita bajar el tanque con una mano libre y reportar o anotar la medida en la manera establecida. Avisar al supervisor en caso de: Cualquier cambio repentino de nivel. Cuando el nivel se altere sin motivo, bien sea, por descuido o vlvulas defectuosas. Cuando el nivel se aproxima a su mxima medida permitida.

Mtodo de Medicin indirecta o al vaco: Este mtodo consiste en bajar una cinta con su plomada hasta cierta profundidad del lquido contenido en el tanque. El nivel del lquido contenido en el tanque se determina restndole a la altura de referencia la lectura de la cinta (longitud total introducida en el tanque) y sumndole al resultado obtenido, la lectura de la cinta mojada. Esto equivale a restarle a la altura total del tanque la parte del mismo que ha quedado vaca. Este mtodo se usa comnmente en la medicin de tanques de techo fijo y en oportunidades, se usa para medir los niveles de los residuos y agua en el fondo de los tanques Procedimiento: La diferencia entre este mtodo y el de medicin directa consiste que en lugar de medir la altura del lquido mismo, se calcula sta, midiendo la altura del espacio vaco sobre el lquido (la altura de la luz) y sustrayndola a la altura total del tanque. Para conseguir la medida del nivel del lquido en un tanque, se procede de la siguiente manera: Colocarse en posicin tal para que al abrir la claraboya, los vapores que se encuentran en el tanque no den en la cara. Enganchar la plomada a la cinta y abrir la claraboya de medicin, Introducir la cinta hasta que haya penetrado ms o menos 6" a 8" 15 a 20 cms en el lquido, asomndose por la claraboya para observarlo. Anotar la medida indicada por la cinta al borde de la claraboya. Retirar la cinta, anotar la medida en la parte mojada de la plomada y la cinta y deducir esta medida de la anterior. Esta diferencia representa la altura de luz y al reducir la altura de la luz de la altura conocida del tanque, se obtiene la medida del lquido en el tanque.

Medicin de flujo: La medicin de fluidos y posteriormente el procesamiento de datos, se realiza con el objeto de conocer la produccin general de la Estacin Recolectora y/o la produccin individual de un pozo.

Los tipos de medicin son gas y lquido: Medicin de gas: El gas est ntimamente ligado con la produccin de petrleo, por eso la medicin del volumen de gas producido juega un papel importante en la industria del petrleo,ya que esta informacin permite conocer la condicin del yacimiento. La medicin de gas se hace en varios sitios: en la salida del separador de medida, en la salida del separador de produccin o Depurador y en la lnea de venteo. El petrleo, por ser un lquido, es relativamente fcil de medir. La medicin del gas, en cambio, es ms complicada puesto que su volumen debe ser determinado durante su flujo a travs de la lnea. Medicin de lquidos: Por Aforacin. Directo. Indirecto. Flotador. Conteo por carga o descargo. Desplazamiento positivo.

Medicin por Flotador: Este mtodo utiliza un medidor (flotador) cuando el nivel del recipiente se desea indicar localmente sobre una escala. Est compuesto por un flotador, un cable, poleas, una escala y un indicador.

INDICADOR DE NIVEL TIPO FLOTADOR El flotador est unido por medio de un cable, a travs de un sistema de poleas, a un peso con aguja indicadora, la cual sealar sobre una escala, previamente calibrada, el nivel del recipiente. Es de hacer notar que la indicacin es inversa, es decir, si el recipiente est lleno, el indicador estar en la parte ms baja de la escala y si est vaco, en la parte ms alta. El flotador conectado directamente, est unido por un cable que desliza en un juego de poleas, a un ndice exterior que seala sobre una escala graduada. Es el modelo ms antiguo y el ms utilizado en tanques de gran capacidad.

Medicin por Descarga del Separador

Para llevar a cabo esta medicin, el separador posee un contador de descargas o ciclos de llenado. Su funcin consiste en contar el nmero de golpes o descargas que se producen durante un tiempo determinado. Con esta informacin y conociendo los barriles de lquido por descarga, se puede calcular la produccin diaria de la estacin o de un pozo cualquiera. Esto se hace aplicando la frmula siguiente: Q =F.N24/t Donde: Q = Produccin bruta, en barriles por da F - Factor del separador, en barriles por descarga N = Nmero de descarga en el tiempo t t = Duracin de la prueba en horas El nmero 24 corresponde a la cantidad de horas que tiene un da. El nmero de descargas se registra en una carta. Para ello se utiliza un instrumento llamado Registrador de Presin Diferencial o Cmara Diferencial el cual posee dos cmaras internas (una de alta presin y otra de baja presin).

Tomo alto presin

Tomo bojo presin

Eje o transmisor

CMARA DIFERENCIAL (PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO) Medicin por Desplazamiento Positivo: En el conteo del volumen de flujo que pasa a travs de un medidor de desplazamiento positivo. Este volumen es totalizado a travs de un contador ubicado en la parte superior.

MEDIDOR DE DESPLAZAMIENTO

Medicin por turbina: Tambin se utiliza para la medicin del petrleo producido, los medidores de desplazamiento positivo de tipo mecnico con contador como el "A. O. Smith" por ejemplo, o de tipo electrnico con integrador como la turbina de flujo "Halliburton" que consiste en un Carreto que se instala en la tubera, en el cual va montado un rotor que movido por el flujo a una velocidad proporcional al flujo, intercepta el campo magntico ejercido por el "pick-up" (un magneto permanente rodeado por una bobina elctrica); los impulsos producidos de esta manera se amplifican y se transmiten a un indicador calibrado en unidades de flujo o a un integrador que nos dar la cantidad total de flujo.

Anexos.

Figura 2. Fotografa de un tanque vertical

Figura 2. Diagrama de un tanque vertical

Tanque vertical con techo fijo.

Tanque Vertical con Cubierta Interna Flotante

Sistema de medicin de pozos.

FIG. 5-8. CINTA METRICA

5.9 medicin directa

Medicin indirecta.