Manual de Deshidratación

7/25/2019 Manual de Deshidratación

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Deshidratación de Crudos Orlando Nuñez / Enero 2000 1

MANUAL DE

DESHIDRATACION DE

CRUDOS EN EL ORIENTE DE

VENEZUELA




INDICE

CONTENIDO PAGINA

PROLOGO 3INTRODUCCION 5

TEORIA DE LAS EMULSIONES 7TIPO DE EMULSIONES 8FACTORES QUE INFLUYEN EN LA ESTABILIDAD DE LASEMULSIONES 10TRATAMIENTO DE EMULSIONES 14REQUERIMIENTOS EN LA DESHIDRATACION 20METODOS DE TRATAMIENTO 21DESEMULSIONANTES 25TANQUE DE LAVADO 32

TRATADORES Y DESHIDRATAORES ELECTROSTATICOS 35INYECCION DE PRODUCTOS QUIMICOS 39PROCEDIMIENTO PARA DETERMINAR CONTENIDO DE AGUA 42SELECCIÓN DE PRODUCTOS DESEMULSIONANTES 43EXPERIENCIA DE CAMPO 55EL OLEODUCTO Y EL TRATAMIENTO 62EL PERSONAL DE OPERACIONES Y EL TRATAMIENTO 63LA SEGURIDAD APLICADA EN LAS OPERACIONES DEDESHIDRATACION 64GLOSARIO DE TERMINOS 68




PROLOGO

Es un honor para mi escribir el prólogo de este resumen de años de

dedicación, expuestos en estas paginas y su simple enunciación imprime años deuna efectiva experiencia en las operaciones de deshidratación y tratamientode crudo, unas de situaciones normales y otras anómalas todas atendidas conuna entera dedicación, mística y pasión por lo que hacemos día a día en laindustria petrolera nacional.

El señor Orlando Núñez es un técnico especialista en deshidratación decrudo y manejo de crudos asfaltenicos por mas de 20 años en la industria

petrolera venezolana, consultor actual de tratamiento químico de crudo, conquien he compartido pocos años de compañerismo laboral y los cuales han sidode entero aprendizaje en cada análisis situacional presentado en esta materia.Orlando ha diseñado procedimientos para la selección efectiva de tratamientode productos químicos tanto para la deshidratación como para el control deasfaltenos y estudios de estabilidad de asfaltenos, siempre considerando lasmejores practicas aprendidas en los largos años de vivencia operacional en losdiferentes campos de las áreas de explotación de hidrocarburos de Orientedel país, donde la variedad de problemas para tratar los crudos es una de lasmejores escuelas a nivel mundial, dado la existencia de condensados, crudosnafténicos, asfalténicos y sintéticos que van desde los condensados del áreaAnaco hasta los extrapesados de la Faja del Orinoco y todos ellos requierende tratamiento para resolver las emulsiones de agua en aceite y viceversa.

Mucho ha sido escrito sobre deshidratación y tratamiento químicospara resolver las emulsiones presentes, sin embargo en este libro “MANUALDE DESHIDRATACIÓN DE CRUDOS EN EL ORIENTE DE VENEZUELA”Orlando explica todas las etapas del proceso en forma metodológica, sencilla ydidáctica. Él incorpora a las actividades de recolección y manejo de fluidosasociados a la producción de hidrocarburos desde la toma de muestra hasta laoperación, cubriendo todo el proceso de selección del equipo de tratamiento yquímicos a utilizar. Haciendo este manual, un instrumento efectivo deaplicación para cualquier técnico de diferentes empresas dedicadas a prestareste servicio así como las operadoras que lo reciben.




El “Manual de Deshidratación de Crudos en el oriente de Venezuela”fue escrito por Orlando durante el ano 1999, revisado en materia de

asfaltenos en el 2001 y revisado por la suscrita en Octubre 2001 para supublicación.

Al finalizar la lectura, tenemos la sensación de haber tenido el privilegiode ser enseñados y asesorados por Orlando porque considero y espero queeste manual se convierta en una guía objetiva para el técnico e ingenieroquímico que día a día lleva a cabo sus funciones con dedicación y altodesempeño para cumplir con un solo objetivo en sus operaciones: crudo enespecificación de contenido de agua y sedimento al menor costo posible.

Marlene TorresPunta de Mata 27 de Noviembre 2001




INTRODUCCION

En vista de que la deshidratación de crudo es uno de los problemas quetiene que afrontar la industria petrolera, debido a las condiciones exigidas porel mercado internacional de acuerdo al máximo contenido de agua y sedimentosen los crudos, hoy se mira con mucha atención todo lo relacionado coninnovaciones técnicas y adiestramiento del personal, dirigidos hacia el mayordominio y control de este importante problema.

Haciendo un poco de reseña histórica se tiene que en los principios de laindustria petrolera, el tratamiento al que era sometido el crudo a fin deeliminarle el agua, era un proceso empírico en el cual se usaban muchosproductos químicos y diferentes métodos en una forma incoherente.

La producción de petróleo y gas de un yacimiento va con frecuencia,acompañada de agua. Según las condiciones en que se ha depositado, esta aguapuede tener mucha o pocas sales en solución y además puede estar libre oemulsionada con el petróleo.

Por muchos años la industria petrolera ha insistido en la necesidad detratar las emulsiones de crudo y agua para eliminar así la mayor cantidad deagua posible con la finalidad de vender petróleo de acuerdo a lasespecificaciones de mercado.

Actualmente en los campos petroleros, el crudo es tratado en lasestaciones de flujo, atendiendo a un proceso de deshidratación, principalmentecon el fin de cumplir las cuotas asignadas de producción y entregar un productode alta calidad.

El proceso de deshidratación de crudo consiste en aplicar un productoquímico demulsificante adecuado para romper la emulsión. Este, inyectado en lalínea de producción, al pasar por el separador gas-liquido se produce unaagitación que contribuye a la mezcla uniforme del químico con la emulsión,posteriormente, en la mayoría de las instalaciones la misma pasará a un proceso

de calentamiento para luego entrar al tanque para el lavado, donde se comienzaa producir el proceso de floculación que contribuirá al rompimiento de laemulsión, hasta lograr la completa separación del agua.




Este tratamiento es afectado por situaciones que impiden el logro de lasespecificaciones requeridas en el crudo, donde las más importantes son: el

exceso o insuficiencia del producto químico, baja temperatura, poco tiempo dereposo, paralización de la inyección del producto químico, bajo o alto nivel deagua en el sistema e incorporación de crudo distinto al de la estación.

Una vez logrado el crudo dentro de las especificaciones exigidas, este esbombeado a los diferentes puertos de embarque para la venta.

El presente trabajo es el resultado de mas de veinte años de experienciaen el proceso de deshidratación de crudos: pesados, medianos y livianos de losdiferentes distritos petroleros en la región oriental de Venezuela, y tienecomo finalidad proporcionar a los operadores, supervisores e ingenieros, quetrabajan en las operaciones de producción, los conocimientos básicosrelacionados con los diferentes procesos, fenómenos y la operación de losprincipales equipos usados por las operadoras en las estaciones de flujo, parael tratamiento del crudo; se mencionan además los problemas operacionales ylas fallas más comunes que se presentan en ellos durante la deshidratación delcrudo, y las acciones preventivas y correctivas que deben aplicarse parasolucionar estos problemas y fallas.




TEORIA DE LAS EMULSIONES

Una emulsión es la mezcla de dos líquidos inmisibles, es decir,líquidos que no se mezclan en condiciones normales. Uno de los líquidosesta disperso en el otro en forma de pequeñas gotas.

Formación de las emulsionesPara la formación de una emulsión estable, se necesitan tres condiciones:

1. Los líquidos deben ser inmisibles como lo son el petróleo y el agua.

2. Debe haber suficiente agitación para dispersar un liquido en forma degotas en el otro. Las emulsiones no se forman espontáneamente, por lotanto, hay que generar cierto trabajo en el sistema, este trabajo esengendrado por la agitación que se produce en el movimiento de losfluidos. Por ejemplo, en un pozo que produce por flujo natural, estaagitación puede ser dada por el paso del flujo a través de la línea detransporte, conexiones del cabezal, estranguladores o reductores, etc.En pozos de bombeo, lo ya expuesto más la agitación producida por labomba es más que suficiente para la formación de la emulsión.

3. Debe haber un agente emulsionante presente. El agente emulsionante esalgún compuesto orgánico o inorgánico que se encuentra presente en elcrudo y que estabiliza la fase dispersa al formar una membrana opelícula que envuelve la superficie de los glóbulos. Su presencia hacedifícil la coalescencia de los glóbulos o gotas. Cuando estas gotas chocanentre si la elasticidad de la membrana actúa como pelota elástica oalgunas veces se rompe formando partículas mas pequeñas. Aunque estaacción repelente puede ser causada por las cargas de las gotas, se hacomprobado que es debido más que todo a las propiedades elásticas de la

membrana protectora que se forma por la acción del agenteemulsionante. Es por esta razón que en cualquier sistema de tratamientoel objetivo principal es el de destruir esta membrana protectora, lo cualpuede conseguirse si se neutraliza la acción del agente emulsionante. Siesto se consigue las gotas serán capaces de coagular en partículas losuficientemente grandes de manera que puedan separase del crudo.




Tipos de emulsiones

Las emulsiones de petróleo y agua pueden ocurrir en formas diferentes:1. Agua en petróleo (Emulsión Normal). Comprende aproximadamente el 99%

de las emulsiones presentes en la industria petrolera. Consiste en partículasde agua dispersas en una fase continua de petróleo. El contenido de aguapuede variar entre 0.5 y 80.0%, pero usualmente se encuentra entre 10 y35%.

1. Petróleo en agua (Emulsión Inversa). Consiste en glóbulos de petróleodispersos en una fase continua de agua. Este tipo de emulsión ocurre enaproximadamente 1% de las emulsiones producidas en la industria delpetróleo.

2. Petróleo en agua en petróleo (Emulsión Compleja). Estas emulsiones rarasveces se encuentran. En las áreas donde se producen, el crudo es bastanteviscoso o el agua es relativamente blanda y fresca.Los glóbulos de petróleo están dispersos en glóbulos más grandes de agualos cuales a su vez están dispersos en una fase continua de petróleo.

El método más simple para identificar el tipo de emulsión, es por medio deluso del microscopio. Se obtiene una muestra de la emulsión y se coloca en elmicroscopio, luego una pequeña cantidad, bien sea de crudo o agua es agregadaa la muestra. El liquido que sea miscible con la emulsión representa la fasecontinua. Bajo un microscopio los glóbulos individuales son claramente visibles,por lo tanto, por medio de la prueba explicada el tipo de una emulsión complejapuede ser también identificada.




EL AGUA Y EL PETROLEO NO SE MEZCLAN BAJOCONDICIONES NORMALES

FORMACION DE EMULSIONES




Factores que influyen en la estabilidad de una emulsión.

Estos factores son los siguientes:a. Tipos de petróleo. Los crudos de base naftenica o asfaltenica seemulsionan con mayor rapidez y permanencia que los de base parafinica;esto se debe a que los asfaltenos y el bitumen que se encuentra en loscrudos de base naftenica actúan como excelentes emulsionantes.

b. Viscosidad del crudo. Se define como viscosidad de un liquido suresistencia a fluir. Mientras mayor sea la resistencia de liquido a fluirmayor será su viscosidad y viceversa, él liquido fluirá mejor cuando suviscosidad sea menor.Un petróleo de viscosidad alta, es decir, un petróleo que fluye lentamente,mantendrá en suspensión gotas más grandes que uno con viscosidad baja. Unejemplo común de esto se tiene al observar la velocidad lenta con que lasburbujas de aire ascienden en un litro de miel (viscosidad alta), cuando secompara con el agua (viscosidad baja).En el caso de una emulsión de petróleo y agua, las gotas de agua en elpetróleo bajan, pero el mismo efecto es evidente. Por mantener gotas másgrandes y por ser más lenta la velocidad con que se precipitan, un petróleode viscosidad alta requiere mas tiempo para que las gotas de agua puedanunirse y romper la emulsión.

c. Temperatura. La estabilidad de una emulsión depende de la temperatura, ya que ésta controla la viscosidad hasta cierta extensión. Por lo tanto, unaemulsión será más estable a baja temperatura ya que así la viscosidadaumenta siendo mayor la resistencia al movimiento de glóbulos. Es por estoque el calor es empleado en la mayoría de los sistemas de tratamiento.

d. Porcentaje de agua. El porcentaje de agua en una emulsión tiene un efecto

indirecto en su estabilidad. Para una cantidad dada de petróleo y agua, unaemulsión estable puede formarse para una gran cantidad de volumen demuestra, pero la emulsión de máxima estabilidad siempre ocurrirá a unarelación fija de agua–petróleo. En operaciones comunes, se ha notado quelas emulsiones alcanzan su máxima estabilidad para un contenido de agua de1% aunque se han encontrado algunas muy estables en las cuales, elcontenido de agua es de un 75%.




e. Edad de una emulsión: Si una emulsión es producida en el interior de untanque y no es tratada, una cierta cantidad de agua precipitara porgravedad. A menos que alguna forma de tratamiento sea empleada para

completar la ruptura total, habrá un pequeño porcentaje de agua en elpetróleo, aunque se alargue el tiempo de precipitación. Como se hablóanteriormente, este porcentaje tiende a estabilizar la emulsión. Estoexplica el por que algunas emulsiones se hacen más estables y difíciles detratar después de envejecido. Es decir con el paso del tiempo, una porciónde agua precipita y el porcentaje más pequeño que permanece en el petróleohace a esa porción de la producción total más difícil de tratar.

f. Agente emulsionante: El agente emulsionante es probablemente el factordeterminante en la estabilidad de las emulsiones. Sin un agenteemulsionante, la formación de una emulsión seria imposible. No hay duda deque hay una diferencia considerable, entre las potencias de estos agentespara afectar la estabilidad de las emulsiones, pero no parece haber una listade estos agentes en el orden de sus efectos estabilizantes.

g. Residuos de carbón: El efecto de los residuos de carbón en la estabilidadde las emulsiones es comparable al de la viscosidad del crudo, es decir,mientras mayor sea el contenido de residuos de carbón en la emulsión,mayor será su estabilidad y viceversa.

h. Exposición al aire: Se ha comprobado que las emulsiones se convierten enmás estables cuando están expuestas al aire. Esto es debido a que eloxigeno del aire va a reaccionar con los componentes en el crudo paraformar un agente emulsionante. Esta reacción ocurre rápidamente y solounos pocos segundos de exposición al aire son necesarios para estabilizar laemulsión a su máximo.

i. Asfaltenos: Los asfaltenos son típicamente definidos como solubles en

benceno, pentano e insolubles en heptano. Se cree que los asfaltenosexisten en el crudo como suspensión coloidal y son estabilizados por lasresinas fijadas por adsorción en su superficie. Estos componentes de altopeso molecular del crudo están normalmente en equilibrio a condiciones de yacimiento. Mientras se produce el petróleo crudo este equilibrio puedeser interrumpido por un número de factores incluyendo las reducciones depresión, cambio en la composición química del petróleo, introducción degases miscibles y líquidos, mezcla con diluentes y otros crudos, y durante la




estimulación ácida, calentamiento de crudo y otras operaciones de campo.El trastorno del sistema coloidal puede dar lugar a la floculaciónirreversible de asfaltenos. La deposición y la precipitación de asfaltenos

floculados pueden reducir seriamente la permeabilidad del yacimiento,causar daños a la formación y también puede taponar el pozo y la tubería.Los dispersantes de Asfaltenos han sido utilizados para prevenir problemasde precipitación / deposición de asfaltenos en campo.

Los Asfaltenos son conocidos por estabilizar las emulsiones del agua enpetróleo, haciéndolas más difíciles de demulsificar y desalinizar el crudo.Insuficiente demulsificación o desalinización del crudo puede conducir atrastornos en el proceso en la operación de desaladores y deshidratadoreso tratadores. La estabilidad de Asfaltenos y los métodos usados en

predecirlos han sido correlacionados para obtener facilidad deldemulsificación. Tres casos estudiados que son presentados muestran elefecto de demulsificantes químicos utilizados solos y en combinación conlos estabilizadores de asfáltenos sobre la eficiencia de operación dedemulsificación. Los datos muestran que el dispersante de asfaltenos y eldemulsificante combinados hacen un mejor trabajo en demulsificar elcrudo con emulsiones estabilizadas por asfaltenos que cuando losdemulsificantes se utilizan solos. Mientras que los datos muestran la acciónde la combinación del dispersante y el demulsificante del asfaltenos en un

crudo específico, una opción cuidadosa de tales combinaciones a través deuna prueba inicial puede conducir a una larga manera de solucionar algunosproblemas de emulsiones por asfaltenos estabilizados en refinerías yoperaciones de producción de crudo.




AL AGITAR CRUDO Y AGUA EN PRESENCIA DE UN AGENTEEMULSIONANTE, SE ORIGINA UNA EMULSION.

FORMACION DE EMULSIONES




TRATAMIENTO DE EMULSIONES

El tratamiento de emulsiones ha sido objeto de grandes estudios desdeel primer momento que fue implantado. El operador de hoy esta más conscientede las complejidades de las emulsiones y las considera individualmente. Por lotanto un entendimiento básico del tratamiento reducirá los costos deoperación por barril de la producción.

Un ejemplo de la dificultad para tratar emulsiones en las operaciones dehoy en día son las emulsiones de crudo producidas en el área del Norte deMonágas. Desde la introducción de este proceso, el problema que se presentaes que la emulsión posee un alto contenido de asfáltenos inestables, bajo cortede agua y poca temperatura lo cual ayuda a formar una emulsión muy estable.La severidad de estas condiciones hacen un proceso mas riguroso y costoso.

Los asfáltenos contienen grupos aromáticos polinucleares, también son lafracción mas polar del crudo y poseen grandes cantidades de metales. Se creeque los asfáltenos se absorben en la interfase de la gota de agua con susfuncionalidades polares en contacto con el agua. El resultado total de estaorganización es una capa o película rígida alrededor de la gota de aguaproporcionando una barrera esterica estable evitando así floculación y lacoalescencia.

Además del tamaño de las gotas del liquido disperso, la relación de estasgotas con el volumen total, también determinara el grado de estabilidad. Unaemulsión inestable con un 50% de petróleo y un 50% de agua se separa masfácilmente que una emulsión en la que el porcentaje de la fase dispersa esconsiderablemente inferior a la fase continua. Este fenómeno tiene que ver conla distancia entre partículas de agua que afecta directamente la fuerza deatracción entre las gotas. Mientras mayor sea la distancia entre las partículas

más débil será la fuerza de atracción y menores las posibilidades decoalescencia.

Aparte de los asfáltenos y el porcentaje de agua, la emulsión de crudotambién puede ser estabilizadas por otras sales, subproductos de la corrosión,sulfuro de hierro producto de las bacterias sulfato reductoras y los finos delas lutítas productoras, los cuales también son agentes emulsionantes quecontribuyen a la estabilidad de las emulsiones.




SEPARACION DE LAS EMULSIONESTEORIA BASICA

En una emulsión de agua en petróleo existen dos fuerzas que se oponenconstantemente:a. La tensión superficial del agua, que permite que las gotas pequeñas formen

gotas mayores, las cuales asientan por gravedad cuando estánsuficientemente grandes.

b. La película del agente emulsificador que rodea el agua tiende a evitar launión de las gotas y aun en el choque de dos gotas, tiende a quedar entreellas de manera que no pueda formarse una gota más grande.

Como se observa, la única opción que queda es la de romper la película delagente emulsionante para que se produzca la unión de las gotas de agua(coalescencia) y finalmente la separación del agua y el petróleo.

El rompimiento de una emulsión es un proceso que involucra dos pasos:El primero es la floculación de las gotas para formar un racimo y el

segundo la coalescencia de las gotas en contacto.

La floculaciónEs la aglomeración de las gotas en racimos o agregados irregulares en los

cuales se pueden siempre reconocer las gotas individuales. La floculación es unfenómeno reversible y las gotas pueden volverse independientes de nuevo si sesomete a una agitación suave.

La floculación permite que se formen aglomerados de tamaño muchomayor a los de las gotas y que por lo tanto puedan decantar mas rápidamente.Por otra parte las gotas floculadas están en contacto y pueden eventualmentecoalescer si las circunstancias son favorables.

La floculación depende de la velocidad de decantación de las gotas (leyde Stoke). Por lo tanto la velocidad es lenta en un crudo viscoso dando origen auna emulsión muy estable.

La importancia de la floculación es la facilidad relativa del rompimientode una emulsión que contenga un alto porcentaje de agua. En un sistema de estanaturaleza, donde la intercolisión y subsiguiente coalescencia de gotas es másprobable que en un sistema donde se contenga unas cuantas gotas aisladas enun gran volumen de petróleo.




Coalescencia Es la Unión de las gotas de agua pequeñas formando gotas demayor tamaño quienes descenderán por gravedad arrastrando en su paso o

recorrido descendente todas las gotas que se encuentren en su camino hasta lafase de agua en la parte inferior del recipiente. Una emulsión no es considerada rota hasta tanto las gotas no hayan

coalescido. La coalescencia es un fenómeno irreversible en el cual las gotaspierden su identidad.

En la mayoría de los casos la coalescencia es la etapa lenta del procesode ruptura de una emulsión; en estos casos es la velocidad de coalescencia laque determina la estabilidad de una emulsión.





DIFERENTES ETAPAS EN LA RUPTURA DE UNA EMULSION




FIGURA 3


NUESTRO TRABAJO EN DESHIDRATACION, ES TRANSFORMARLAS EMULSIONES A SUS COMPONENTES SEPARADOS

PETROLEO Y AGUA





DESPUES DE ROMPER LA PELICULA PROTECTORA DE LAS GOTAS DE AGUA,EL CONTINUO MOVIMIENTO PERMITE EL CHOQUE Y LA UNION DE LASMISMAS




EQUERIMIENTOS ESENCIALES PARA LA DESHIDRATACION

DE CRUDOS

Los requerimientos esenciales de un proceso de deshidratación son lossiguientes:1. Deshacer o neutralizar la acción del agente emulsionante (romper la

emulsión).2. Promover (fomentar) la coalescencia de pequeñas gotas de agua y formar

gotas más grandes por movimientos gravitacionales.3. Acelerar el proceso de separación del crudo y el agua por reducción de la

viscosidad de la fase continua.4. Conceder suficiente tiempo para la separación del agua del crudo(asentamiento).

5. Remover el agua del equipo en el cual es completado el proceso dedeshidratación.

Todos los procesos de deshidratación en el campo, están basados en elprincipio de “gravedad diferencial” entre el crudo y el agua. El termino“gravedad diferencial” significa la diferencia de peso entre el agua y el crudo.

El agua tiene una gravedad especifica mayor que el petróleo (es decir que pesamás) y por lo tanto en un tanque que contenga a los dos, esta se precipitara alfondo.

Todas las operaciones de tratamiento de crudo emulsionado en los cuales seusa calor, compuestos químicos o auxiliares mecánicos, lo que hacen espreparar la emulsión de crudo y agua para el proceso de asentamiento.

Un proceso de deshidratación nunca será eficiente sino cumple con los cincoPuntos mencionados anteriormente.




METODOS DE TRATAMIENTOTres métodos generales se están usando modernamente, uno en mayor o

menor grado que otros de acuerdo al carácter de las emulsiones, tipo de crudo

tratado, y por ultimo la técnica del operador.Dichos métodos son:1. Método Mecánico2. Método Químico3. Método Eléctrico

A continuación se hace una explicación breve de cada uno de ellos:1. Método Mecánico

En realidad en la industria petrolera la aplicación de los métodos mecánicospara romper emulsiones es bastante limitado. Sin embargo, cada día aumenta eluso de dispositivos basados en agentes mecánicos para ayudar a deshidratar elcrudo con los demulsificantes químicos.Algunos de estos se citan a continuación:a. Aplicación de calor

Aumenta el movimiento browniano que poseen las partículas pequeñas ensuspensión de la fase dispersa, produciendo con esto mayor numero de choquesentre estas partículas. Produce además una expansión de las gotas de agua queprovoca que la película del agente emulsionante se rompa. Por ultimo, disminuyela viscosidad de la fase continua, en nuestro caso la del crudo, y acelera lavelocidad de decantación de las gotas de agua (fase dispersa). La utilización decalor para el tratamiento de las emulsiones fue el primer método que encontróaplicación practica en los campos petroleros. De hecho, la llamada “asoleada”del crudo en piscinas abiertas, que se utilizó en nuestros primeros días en laindustria, debe considerarse como la utilización de una reacción térmica. Sinembargo el poco calentamiento obtenido por este método, era posible tratarúnicamente emulsiones relativamente inestables.

Se han empleado distintos métodos de calentamiento, incluyendocalentamiento con vapor o con serpentines de agua caliente sumergidas en las

emulsiones, así como también la utilización de calentadores directos eindirectos de distintos diseños.

Todos los que trabajamos en operaciones de producción estamosfamiliarizados con el fenómeno de los vapores en las bocas de aforo de lostanques. Estos vapores que se escapan representan pérdida de alguna de lasmas valiosas fracciones del crudo. Es posible reducir esta perdida a unapequeña cantidad. La instalación de plantas Recuperadoras de Vapor son unaalternativa,




El crudo también tiene presión de vapor. Esta presión depende de loscomponentes de los crudos. Todo crudo contiene propano, octano etc. cuandose produce. El crudo de un campo puede contener más cantidad de algunos

componentes y menos de otros que el crudo de otro campo.Si el crudo tiene una presión de vapor mayor que la presión atmosférica enel campo y si el crudo se almacena en un tanque abierto, algunas de lasfracciones livianas se evaporaran y escaparan del tanque. El crudo que queda enel tanque será mas pesado de lo que era antes. También valdrá menos.

El calentamiento del crudo aumenta su presión de vapor. Generalmente, esnecesario calentar el crudo para tratarlo. Si el crudo se transfiere hasta untanque de lavado para asentar el agua, y si el tanque está abierto, se escaparanvapores valiosos. Mientras más caliente esté el crudo, más vapores escaparan.Por esta razón, es deseable que el crudo se trate a una temperatura lo másbajo posible.

Cuando se trata el crudo en un tratador bajo presión, como en el caso deXCP National, Natco o Petreco por ejemplo, pocos vapores se escapan.Entonces, si el crudo limpio se enfría antes de conducirse al tanque, la perdidade vapores se reducirá.

b. CentrifugaciónSe explica por si solo y es posible y más eficaz cuando mayor sea ladiferencia de densidades entre el crudo y el agua.El rompimiento de las emulsiones en el campo petrolero mediante lafuerza centrifuga se puso en operación hace mas o menos 50 años. Paraeste método se emplean altas velocidades de rotación de hasta 17.000R.P.M.. La inversión y los costos operacionales se consideraron muy altos y la utilización del método se discontinúo.

c. FiltradoAl poner en contacto una emulsión de agua en crudo con una fase sólida

mojada en agua, las gotas de agua tienen tendencia a adherirse a lasuperficie y extenderse sobre ella. Cuando las gotas entran en contactocon la superficie en sitios vecinos hace que entren en contacto ycoalescen sobre el sólido. Los medios porosos mojables por agua usadosen los procesos de deshidratación fueron primero filtros de paja y fibrade heno. Hoy en día se usa también medios porosos fibrosos del tipo lanametálica o fibra de vidrio.




d. LavadoConsiste en hacer pasar la emulsión a través de un colchón de aguapreferiblemente caliente para provocar la “disolución” de las gotas de

agua suspendidas.e. Reposo

Su aplicación es necesaria, pero solo en los casos de emulsiones muyinestable el reposo solo si permite la separación del agua y del petróleoen un tiempo adecuado para las operaciones.

f. Adición de agua Cuando se considera el factor de cantidad de agua presente en el crudo,se dice que hay un porcentaje de agua optimo para una gama dada decondiciones que contribuye a hacer la emulsión más estable, pues bien,es posible modificar esas condiciones existentes mediante la adición deagua.

Método Químico

Varias teorías han sido expuestas para tratar de explicar el efecto que loscompuestos químicos desemulsionantes producen sobre las emulsiones.Las más importantes son:a. La primera teoría establece que con la adición de productos químicos se

trata de invertir la emulsión; es decir, una emulsión agua-petroleo setrataría de convertir en una emulsión petroleo-agua. Durante esteproceso se alcanzaría la condición intermedia de separación completa delas dos fases.

b. La segunda teoría dice que la acción de los compuestos químicosdesemulsionantes se explica porque estos hacen que la película delagente emulsionante que rodea las gotas de agua adquiera una rigidezquebradiza y hasta provoca una contracción que causa que la película se

rompa y las gotas de agua se junten y decanten.c. La tercera teoría que se considera la más importante por cuanto es la

más moderna y aceptada, dice: La adición de surfactantes en unaemulsión causa reducción notable la tensión superficial entre los líquidosen contacto, permitiendo que las diminutas gotas de la fase dispersa se junten y decanten.




La aplicación de este método es una de las técnicas mas comúnmenteempleadas para el rompimiento de las emulsiones de crudo. El primer

reactivo químico empleado fue de tipo inorgánico. A este le siguió luego eldescubrimiento de la capacidad demulsificante de los jabones ydetergentes.

En los últimos años se han desarrollado compuestos orgánicos altamentecomplejos como demulsificantes efectivos. La utilización de estoscompuestos es altamente selectiva. La efectividad de un demulsificante esextremadamente sensible al tipo de crudo, al PH, al contenido de sal y aotros factores. Un demulsificante especifico puede resultar eficiente parauna emulsión y muy poco eficiente para otro tipo de emulsión.La selección del demulsificante optimo para las emulsiones de crudo ha sidoun trabajo primordialmente empírico.




DEMULSIFICANTES

ACCION DE LOS DEMULSIFICANTES

La acción de los demulsificantes ya mencionada puede resumirse encuatro pasos:1. Los demulsificantes deben tener alta actividad de superficie, de maneraque proporcionen atracción fuerte de la interfase petróleo / agua.2. Debe impartir una fuerza de atracción a las partículas de agua

emulsionadas de manera que presenten floculación.3. El demulsificante debe actuar sobre la película de emulsión para

romperla y permitir que las gotas se aglomeren, crezcan y coalescan.4. Cuando los sólidos estabilizan la emulsión, el demulsificante debe

dispersar los sólidos hacia las fases de petróleo o agua.(Humectabilidadde sólidos).Al mezclar distintos componentes químicos se optimizan estas

propiedades deseadas para cumplir las necesidades de rompimiento de lasdistintas emulsiones.

El proceso de demulsificación ocurre en la interfase petróleo / agua.Puesto que el emulsionante natural, por lo general se encuentra en lainterfase y obstaculiza al desemulsionante, mientras más rápido llegue eldesemulsionante a la interfase, mejor trabajo realizará. Para ayudar a sumigración hacia la interfase, los desemulsionantes por lo general sedisuelven en disolventes miscibles en petróleo. El desemulsionante debemezclarse muy bien con la emulsión antes de que la fase de petróleo hayatenido la oportunidad de diluir el disolvente y hacer que el demulsificantese salga de la solución.

Una vez en la interfase, el demulsificante produce la floculación. Unbuen demulsificante debe impartir una fuerza de atracción fuerte entre lasgotas de agua, lo que dará como resultado la unión de grandes cantidades degotas. En esta etapa del proceso de demulsificación, algunos crudos tomanuna apariencia brillante, puesto que las pequeñas gotas de agua ya no están

dispersas en el crudo para difundir la luz.Después de la floculación, las gotas de agua coalescen. Un buen

desemulsionante debe ser capaz de desestabilizar las películas que rodeanlas gotas de agua que están próximas, de manera que no haya demasiadoespacio entre si y les permita unirse, lo que aumentará el tamaño de la gota y provocará una separación rápida de la misma.




Los sólidos tales como asfaltenos, parafinas, sulfuro de hierro, la arcilla,sales orgánicas y la arena tienden a acumularse en la interfase de las

emulsiones y a contribuir con su estabilidad. Los sólidos pueden retirarse dela interfase dispersándolos en el crudo o en la fase de agua. Por lo general,es deseable retirar los sólidos con el agua.

La excepción de esto es cuando los sólidos son asfaltenos, parafinas uotros sólidos orgánicos que pueden ser recuperados en la refinería y semantienen en la fase petróleo. El mismo tipo de acción se emplea para lossólidos mojados o humectados por agua o petróleo, solo que el productoquímico en si es distinto. En ambos casos, el producto químico tiene unextremo que se ve muy bien atraído hacia el sólido y por lo tanto, forma unapelícula sobre éste; mientras el otro extremo tiene una fuerte atracciónpor el petróleo o el agua y por lo tanto transporta la partícula sólida a esafase.

Los demulsificantes de un solo componente raras veces producen lascuatros funciones primarias requeridas, a saber:1. Fuerte atracción de la interfase.2. Floculación.3. Coalescencia.4. Humectación de sólidos.

Por lo general se mezclan dos o más productos intermedios (bases) paraproducir un demulsificante que rompa de manera efectiva la emulsión.

Las emulsiones de petróleo varían de un campo a otro, y de hecho, sepuede observar diferencias considerables entre los pozos de un mismocampo. Esta variación se debe:1. Al tipo de crudo y a su estructura molecular de diferente

caracterización / grado de calidad.2. La naturaleza del agente emulsionante.3. Las sales disueltas en el agua.

Entre los factores específicos se incluyen la gravedad API del crudo, la

viscosidad, el contenido de gas, contenido de agua, contenido de sólidos y latemperatura.

Las emulsiones de crudo varían en dos características importantes:?? Quizás la mas importante es el contenido de sales inorgánicas en el agua

emulsionada.?? La “solvencia” del petróleo o su capacidad para disolver fácilmente y

dispersar el producto químico demulsificante.




El agua emulsionada puede ser dulce o contener muy pocas sales disueltas.En este caso, el desemulsionante requerido debe tener una baja solubilidad en

el agua puesto que no existen materiales inorgánicos en el agua para forzarlo asalir de solución. Por otra parte, tenemos el caso contrario en el queencontramos aguas que están casi totalmente saturadas de cloruro de sodio yotras sales. Estas soluciones densas pueden requerir un desemulsionante congran afinidad por el agua.

Un desemulsionante ideal es dispersable (casi soluble) en la fase petróleode la emulsión y tiene suficiente afinidad con la fase agua para que seaparcialmente soluble en ella. El desemulsionante ideal puede visualizarse comorealmente no soluble en ninguna fase, de manera que rebote de una fase a otra y no se pierda en ninguna de ellas.

Tradicionalmente el enfoque más exitoso para el desarrollo de losdesemulsionantes ha sido la evaluación en laboratorio de compuestosintermedios muy distintos mediante pruebas de botellas. Aquellos compuestosintermedios que muestren actividad, luego se mezclan para optimizar laefectividad del producto en cuatro etapas del proceso de demulsificación:

1. Migración rápida hacia la interfase petróleo – agua2. Floculación3. Coalescencia4. Humectabilidad de sólidos.





LAS GOTAS DE AGUA DISPERSAS EN EL PETROLEO ESTAN RECUBIERTASDE UNA PELICULA PROTECTORA (AGENTE EMULSIONANTE).ESTA PELICULA ES DESTRUIDA O DEBILITADA AL AÑADIR OTRO FACTOREXTERNO LLAMADO QUIMICA DESEMULSIONANTE




RELACION ENTRE LA CANTIDAD DE COMPUESTO QUIMICO Y LATEMPERATURA.

Los cambios de temperatura afectan el tratamiento de algunasemulsiones mas que el de otras. En la mayoría de los casos se necesita unacantidad menor del químico para el tratamiento de una emulsión caliente queel de una fría. Esta relación se aplica a casi todas emulsiones que seencuentran en los tratamientos en el campo, pero a temperaturas elevadaslas perdidas de gravedad y volumen sobrepasan el ahorro en la cantidad delcompuesto químico usado para romper la emulsión.

RELACION ENTRE LA CANTIDAD DE COMPUESTO QUIMICO Y ELPERIODO DE ASENTAMIENTO.

Suponiendo que se haya seleccionado demulsificante efectivo, la relaciónentre la cantidad de este y el tiempo de asentamiento requerido para laseparación del crudo y el agua de una emulsión es probablemente, la relaciónmenos comprendida universalmente en los procedimientos usados para eltratamiento. La cantidad y el tipo de producto químico tiene un efectodefinido en el grado de desintegración, pero no en el tiempo deasentamiento requerido para separar el crudo del agua después que laemulsión ha sido rota. Si se lleva agua libre a los tanques de almacenamientoo equipo similar, el aumento de la cantidad de compuesto químico casi nuncaremediara la situación.

Tal situación indica que el sistema de tratamiento es inadecuado para elvolumen de crudo que se está tratando.Hay varias formas de remediar la situación sin necesidad de ampliar laplanta, por medio de pruebas de botellas se puede descubrir un productoque actúe mas rápidamente.

Si la temperatura puede aumentarse sin causar excesivas pérdidas porevaporación, ello puede acelerar la ruptura de la emulsión, así como

apresurar el asentamiento debido a la disminución de las viscosidades.




3. Método Eléctrico

Este método es utilizado en combinación con los métodos químico y

mecánico en la deshidratación de crudos y consiste en utilizar un campoeléctrico, relativamente fuerte, que induce una orientación polarizada decargas sobre las moléculas en las superficies de las gotas de agua,coaccionando los cambios de polaridad del campo eléctrico aplicado, una altafrecuencia de choques entre las gotas de agua acelerando la coalescencia yreduciendo significativamente el tiempo de reposo requerido por el crudotratado

Se cree que el campo eléctrico impuesto también tiene efecto dereorganizar las moléculas polares de la película. Esto debilita enormemente lapelícula, incrementando la probabilidad de que se rompa en caso de colisión dedos gotas. Se ha determinado que existe una temperatura critica dada, pordebajo de la cual no se presenta coalescencia bajo la influencia del campoeléctrico. Esta temperatura es distinta según los tipos de crudo, En la mayoríade los casos la presencia de reactivos químicos mejora la eficiencia dedeshidratación electrostática.





LA CORRIENTE ELECTRICA SE UTLIZA EN OCACIONES PARAREAGRUPAR LAS MOLECULAS DE LA PELICULA PROTECTORAINDUCIENDO ASI AL ROMPIMIENTO DE LAS EMULSIONES




TANQUE DE LAVADO O ASENTAMIENTO. Los tanques de lavado

utilizados para la separación de las emulsiones de agua en petróleo, se basan enel principio de gravedad diferencial, en otras palabras, siendo el agua maspesada que el petróleo, se asienta en el fondo del tanque que contiene lamezcla de los dos, por lo tanto, los productos químicos y una buena mezcla deestos con la emulsión son comúnmente necesarios para acelerar la separación.

A continuación se mencionan las diversas partes del tanque de lavado. Cadauna de ellas tiene un propósito específico:

?? La línea de entrada es la tubería que conduce la emulsión de agua y crudohasta el tubo separador de gas.

?? El tubo separador de gas, es la tubería grande por la que pasa laemulsión antes de entrar al tanque. Puede mostrarse ya sea dentro ofuera, y sirve para tres propósitos principales

a) Separa el gas de la emulsión disminuyendo la turbulencia dentro deltanque. El gas se descarga de la parte superior del tubo separador degas al tanque manteniendo así la presión atmosférica.

b) Sirve como tanque de compensación para evitar que la emulsión seintroduzca al tanque bajo presión.

c) Distribuye la emulsión a la sección del agua por medio de un arregloespaciador.

?? El cuerpo del tanque contiene el agua de lavado o colchón de agua, emulsiónde crudo y capas limpias, esto permite tiempo suficiente para la separacióndel petróleo y el agua.

?? La válvula de descarga de agua, la cual controla la cantidad de agua en lasección de lavado.

?? La línea de descarga conduce el crudo limpio desde el tanque de lavadohasta los tanques de almacenamiento.




En la mayoría de los tanques de lavado hay otras partes para usosespecíficos, tales como deflectores, líneas de ventilación desde el tanque y

líneas de purga.Cuando la emulsión entra al tubo conductor a la boca de entrada, se sujeta

solo a la presión atmosférica. Ya que se necesita cierta presión en el equipo deproducción para que arribe al tanque de lavado, una cantidad de gas se liberaráen cuanto la presión se reduzca a la presión atmosférica, y este gas seeliminara a través de la línea de escape de gas. Solo se permite al liquido que seencause por el tubo conductor y que entre en el colchón de agua del fondo.

Teóricamente, hay dos capas por encima del colchón de agua en el tanque delavado, una de emulsión y otra capa superior de crudo limpio. Estas capas noestán claramente definidas, sino que se mezclan entre sí. La emulsión cuandoentra, sube con relativa facilidad por el agua libre, luego penetra en la capa deemulsión donde su ascenso es mas lento.

El agua restante se asienta y el petróleo, siendo más ligero que la emulsión,sube a la superficie, saliendo del tanque de lavado y pasando a los tanques dealmacenamiento.

La acción de la separación del petróleo y el agua en el tanque de lavadopermite una operación de lavado con agua y suficiente tiempo para que el aguase asiente por diferencia de gravedad. Ya que todas la emulsiones no sonidénticas, no puede establecerse una norma para la cantidad de agua libre(colchón de agua) que deba permanecer en el tanque de lavado.





UNA VEZ QUE LAS GOTAS PEQUEÑAS SE HAN UNIDO PARAFORMAR GOTAS MAS GRANDES, SOLO HAY QUE PERMITIR

EL TIEMPO NECESARIO PARA QUE ESTAS DECANTEN




TRATADORES O DESHIDRATADORES ELECTROSTÁTICOS

Son equipos cilíndricos instalados horizontalmente y tiene como funciónacelerar el proceso de separación del agua y el petróleo, mediante la aplicaciónde un campo eléctrico relativamente fuerte (23.000 o 13.000 voltios) queproduce polarización de las gotas de agua en emulsión y por un cambio depolaridad en el campo eléctrico, estas se desplazan violentamente de un lado aotro chocando con mayor frecuencia entre sí, formando gotas más grandes enun tiempo inferior al de otros equipos de decantación.

El agua libre se queda en la sección de agua y la emulsión asciende hastala zona de coalescencia, como la emulsión pasa a través del campo eléctrico, lasgotas de agua dentro de la emulsión quedan cargadas eléctricamente, semueven rápidamente y chocan unas con otras, cuando ellas chocan se fusionanen una más grande hasta llegar a ser lo suficientemente grande para decantar.

Los tratadores electrostáticos son muy parecidos a los tratadorestérmicos horizontales en diseño y operación. La diferencia principal entre lasdos unidades es la sección de coalescencia eléctrica en el tratadorelectrostático la cual reemplaza la sección de filtro de fibra de madera en eltratador térmico.

El beneficio económico de este método depende del costo de la energía.La aplicación de la deshidratación electrostática goza de dos ventajas sobrelos otros métodos de tratamiento de emulsiones:a. La capacidad de tratar el crudo a una temperatura relativamente bajab. la rapidez de coalescencia de las gotas de agua.

Efecto de la corriente electrostática en una emulsión




DESCRIPCION GENERAL DEL PROCESO ELECTROSTATICOEl proceso de deshidratación de crudos, como se ha explicado anteriormente,

se puede sintetizar en su descripción diciendo que consiste en dos fases

fundamentales:1. Inyección de producto químico desemulsionante para romper la emulsión.2. Suministro de calor y un tiempo de reposo necesario para que el aguapresente en el crudo decante logrando la separación hasta dejar a el petróleo conun máximo de contenido de agua y sedimentos fijados por mercadeo.

Basado en esto, en la mayoría de los sistemas de deshidratación de crudos,se dispone de facilidades de equipos diseñados para suministrar calor y reposo a unvolumen máximo determinado de crudo.

Estos recipientes son calculados en función del volumen de crudo a manejar yel tiempo de reposo que necesitan para separarse el agua del petróleo pordiferencia de densidad entre los mismos. Esto implica que los equipos sean por logeneral recipientes de volúmenes relativamente grandes, debido al tiempo quenecesitan los crudos para deshidratarse, lo cual depende de la viscosidad del crudo,la diferencia de densidad entre el crudo y el agua, la frecuencia de choques entrelos glóbulos ó gotas de agua en emulsión y el tamaño de las mismas.

Para mejorar la fase de reposo en la deshidratación de crudos, la ingenieríahizo uso de la aplicación de un fenómeno producido por un campo eléctrico de altovoltaje que permite la deshidratación en menor tiempo.

Para tal efecto, fue diseñado el tratador electrostático, el cual, como yaantes lo mencionamos, consiste en un recipiente cilíndrico ubicado en formahorizontal para aprovechar el máximo su área disponible, con placas metálicasparalelas en su interior, con una separación determinada, a través de las cuales sehace pasar el crudo emulsionado, previamente tratado con productos químicosdesemulsionantes, aplicándose una diferencia de voltaje entre las placas quealcanza hasta los 23.000 voltios, formándose un campo eléctrico lo suficientementefuerte que polariza electrónicamente las gotas de agua transformándola en unapartícula di-polar (+/-), por lo que debido a las leyes de la electrostática, algunasgotas serán atraídas por la placa cargada positivamente ó cátodo y otras por la que

representa el ánodo con fuerza y gran velocidad, este proceso es combinado con uncambio de polaridad de las placas eléctricas, o sea, que la que se comporta comocátodo se transforma en ánodo y viceversa en fracciones de segundos, provocandosobre las gotas de agua en emulsión una constante actividad de atracción yrepulsión por ambas placas, lo que incrementa significativamente la frecuencia dechoques entre las gotas acelerando la coalescencia (formación de gotas másgrandes por la unión de gotas pequeñas) y por ende la decantación de agua en untiempo mucho menor.




Para resumir, todo tratador electrostático esta compuesto por lossiguientes componentes, desde el punto de vista general y a grandes rasgos:

Recipiente cilíndrico metalico para operación presurizada y su función esalbergar todos los elementos y dar lugar a la separación.Sistema de distribución para la entrada de fluidos, se encarga de distribuirequitativamente volúmenes de fluidos hacia la zona de las placas para laoperación.Sistemas de placas energizadas, proporcionan el campo eléctrico necesario,para provocar el fenómeno deseado.Sistema de recolección para salida, recolecta y unifica el transporte delcrudo limpio deshidratado hacia el almacenamiento.Sistema de recolección para salida de agua, recolecta para el transporte delagua separada, hacia las instalaciones correspondientes.Fuente de energía eléctrica alterna, suministra el potencial eléctriconecesario para la operación, utilizando un rectificador o transformador devoltaje y todos sus accesorios.Controlador de interfase, es responsable de mantener constante el nivel deagua decantada dentro del recipiente, ordenando automáticamente la salida deagua.




PROBLEMAS QUE PUEDEN PRESENTARSE EN UN DESHIDRATADORELECTROSRTATICO

?? Los problemas que pueden presentarse en un tratador electrostáticogeneralmente se evidencian por un bajo voltaje, coaccionada por un corto atierra del electrodo de baja carga. El electrodo superior esta aterrizado altanque y cualquier material conductivo entre los electrodos puede ocasionarun corto circuito.

?? La causa más común de un corto es la acumulación de una capa de emulsión,sulfuro de hierro, asfaltenos y un alto nivel de agua.

?? El sobre-tratamiento por utilización excesiva de químicos, puede tenertambién como resultado la acumulación de una capa en la interfase

?? Es aconsejable también verificar cualquier cambio en las condiciones deoperación, por ejemplo; producción adicional, incorporación de crudodistinto al manejado normalmente en la estación.

?? Si el corto ha sido ocasionado por una acumulación de sólidos, emulsión, uotros materiales conductivos que flotan en la interfase agua-crudo, elproblema se soluciona drenando la interfase y bajando el nivel de agua.

?? Si a pesar de aplicarse estos procedimientos no se descubre la causa delproblema es necesario investigar mas a fondo incluyendo una inspección máscuidadosa del circuito eléctrico y del transformador, probando cada una desus partes para determinar si el corto ha tenido lugar en los bujes deentrada, los electrodos, los soportes aislados, o en el interruptor deseguridad del flotador.




INYECCION DE PRODUCTOS QUIMICOS

Ahora que hemos dado una explicación de lo que son las emulsiones y laseconomías involucradas en su tratamiento, vamos a mirar la manera en queaplicaremos un producto demulsificante.Puntos de inyección

Un demulsificante trabajara efectivamente solo cuando es mezcladoenteramente con la emulsión. Seria lógico entonces asumir que el químico semezcla mejor inyectándolo tan lejos como sea posible del sitio donde se aplicael tratamiento.

Después que el compuesto químico se ha introducido por la línea de flujo,deberá haber suficiente agitación para que la sustancia se ponga en contactocon cada gota de agua suspendida en el crudo y neutralice la película del agenteemulsionante que la rodea.

Idealmente, un demulsificante debe ser inyectado en cada cabezal depozo para un mejor mezclado; Sin embargo, tal tratamiento en la practica esbastante difícil de realizar, primero por lo costoso (requeriría un gran numerode bombas para inyectar los químicos) y segundo, por la gran supervisión quehabría de ejercerse.

Además esto puede hacer que el crudo y el agua se separen en la cabezadel pozo y fluyan en estado libre hacia el separador, donde puede ocurrir unaagitación violenta, lo cual puede dar origen a una nueva emulsión de petróleo yagua, pudiendo permanecer emulsionada si todo el producto químico ha perdidosu efecto, esto no es muy probable, pero si puede ser posible si el agenteemulsionante, en forma de sulfito de hierro es recogido por el crudo en la líneade flujo. Un exceso insignificante del producto químico en el punto de inyecciónpuede solventar esta situación.

De todas maneras el sistema de dosificación y control de químicosdependerá de las condiciones y características de producción del crudo. Unasolución practica seria colocar la bomba para inyección del demulsificante en un

sitio estratégico.En la mayoría de los sistemas, el punto de inyección es a través de las

estaciones de flujo, específicamente a nivel de los cañones o múltiples deproducción (un punto de severa turbulencia el cual asegura buena mezcla),donde llega un lote de pozos, utilizando el método de dosificación por goteo.




PROCEDIMIENTO PARA CALCULAR LA TASA DE INYECCIONDE QUIMICA

A fin de que el personal involucrado el tratamiento de las emulsionespueda controlar diariamente la cantidad de química requerida para una buenadeshidratación, es necesario conocer la forma de calcular la tasa de inyecciónen cualquier momento determinado.En la mayoría de los casos los equipos de inyección de químicos tienen instaladoun cilindro graduado que con la ayuda de un cronometro o reloj que disponga deesta función, permite medir el tiempo transcurrido en bajar una o másdivisiones.

1. Se coloca el cilindro graduado en la válvula 2, y se llena con el químico hastael nivel 1 (L1).

2. Cerrando la válvula 1 y abriendo la válvula 2, se deja succionar del cilindrodirectamente a la vez que se activa el cronometro o reloj, para la medicióndel tiempo.

3. Una vez consumido el fluido hasta el nivel 2 (L2), se detiene el cronometro yse cuantifica el periodo de tiempo transcurrido (t), para el consumo del

fluido en cilindro hasta el nivel 2 (L2).4. Se procede al calculo utilizando la siguiente formula: GPD = (V/t)*22.8Donde: V es igual a la resta de L1 - L2 en ml

T es igual al tiempo de desplazamiento en segundosDe esta forma se puede verificar la tasa de química que se esté inyectando

en cualquier instante; sin embargo hay que recordar que mientras mayor sea elespacio de tiempo transcurrido entre las lecturas del cilindro, mas exactitudtendrá nuestro cálculo sobre la tasa de inyección.

L1

Val. 2

Val. 1

L2 BOMBA

Val.2




FALLAS EN LA INYECCION DE LOS QUIMICOS

Además de los problemas antes mencionados en relación con los equipos

de tratamiento, existen otros factores que pueden hacer que los sistemas dedeshidratación de crudos dejen de funcionar o no funcionen eficientemente.Entre ellos encontramos:?? Falla de la bomba de inyección de química?? Dosificación inadecuada?? Presión de inyección inadecuada?? Fuga o taponamiento de la línea de inyección?? Tanque de almacenamiento de química vacíoUna forma útil de verificar consiste en desconectar la línea de suministro delquímico en el punto de inyección y determinar si esta inyectando o no.

PROCEDIMIENTO PARA LA DETERMINACION DEL CONTENIDO DEAGUA Y SEDIMENTO EN EL CRUDO

Ponga a cada probeta 50% de solvente (xileno), tome el envase quecontiene la muestra y agítelo hasta estar seguro que su contenido estauniformemente mezclado. Añádale a cada probeta crudo de la muestrarespectiva hasta la marca de 100%, exactamente, agítelas, hasta que elsolvente se mezcle en forma perfecta con el crudo, coloque las probetas en elbaño de agua caliente (Baño de María), el cual ha sido previamente regulado auna temperatura de 120 °F, cuidando de que las probetas queden sumergidas enel baño hasta la marca de 100%, durante 10 minutos.

Saque las probetas del baño, tápelas con el dedo pulgar e inviértalaspara asegurarse que el crudo y el solvente se han mezclado uniformemente,coloque las probetas en la centrifuga una opuesta de la otra, durante 10

minutos a una velocidad de 1500 r.p.m.. Lea los volúmenes de agua y sedimentoen el fondo de las probetas y anote el resultado, este multiplicado por dos, esel porcentaje de agua y sedimento de la muestra.

NOTA: Para la determinación de agua y sedimento a crudos parafinosos, elbaño debe ser regulado a una temperatura de 140 °F.




SELECCIÓN DE PRODUCTOS QUIMICOS

Para la selección de productos desemulsionantes se dan una serie de pasos

que se mencionan a continuación:

1. Se realiza una toma de muestra de crudo emulsionado sin tratar (sinquímicos).

2. Se procede a realizar en el laboratorio una prueba de botellas, simulandolas condiciones dadas en la estación, temperatura de operación, tiempo dereposo y evaluando la eficiencia de los productos a diferentesdosificaciones. Finalmente, se realiza una selección para lo cual se toma encuenta la concentración usada, velocidad de separación del agua, contenido

de agua remanente en el crudo, calidad del agua decantada, característicasde la interfase y precio del producto.3. Al final, el producto seleccionado se evalúa en el campo, ajustando la

dosificación a niveles óptimos.

De acuerdo con los resultados técnico-económicos obtenidos, se define suuso sustituto del existente en el sistema o como opción para utilizarlo en casode requerimiento.




PRUEBA DE BOTELLAS.

La prueba de botellas es uno de los métodos de selección de productos

químicos desemulsionantes. Se denomina así por el tipo de recipiente que seusa, en el cual se vierte cierta cantidad de la emulsión a ser tratada.Mediante esta prueba se puede determinar que compuesto químico romperá laemulsión del petróleo. También indicara la proporción de compuesto químiconecesaria, para tratar el volumen del crudo emulsionado que se estáextrayendo del yacimiento.Existe un procedimiento por el cual debe regirse esta prueba para que losresultados sean confiables. Este procedimiento es el siguiente:

1. La muestra debe ser representativa de la emulsión que va a ser tratada.2. La muestra debe ser fresca y deberá procesarse tan pronto como sea

posible.3. Se deben simular durante la prueba las condiciones de agitación y

temperatura presentes en el proceso de deshidratación del crudo queserá utilizado.

Para efectuar las pruebas de botellas se ejecutan las siguientes etapas:a.– Toma de muestrasb.- Materiales requeridosc.- Preparación de las muestras de compuestos químicosd.- Desarrollo de la pruebae.- Registro de resultadosf.- Interpretación de resultadosg.- Limpieza del equipo.





PROCEDIMIENTO PARA LAS PRUEBAS DESELECCIÓN DE UN DESEMULSIONANTE

DRENADO DE AGUA LLENADO DE LAS



Orlando Nuñez Página 46 Enero 2000

a.- Toma de muestras.

Con el objeto de tomar muestras representativas y frescas para la

prueba, se lleva a cabo el muestreo bajo los siguientes criterios:

1. En vista de que las muestras generalmente se toman en las instalaciones demanejo de crudo (estaciones de flujo, múltiples), se tendrán las siguientesprecauciones:En caso de que exista un punto de inyección de producto químicodemulsificante en la instalación donde se tomara la muestra, debe existiren ella las facilidades necesarias para poder tomar dichas muestras sincontaminación con producto químico.

2. A fin de controlar la calidad de las muestras en cuanto a surepresentatividad, se utilizaran envases cerrados adecuados para surecolección.

b.- Materiales y equipos necesarios Los materiales que se utilizan en las pruebas son:

1. Botellas de 6 onzas, graduadas a 100 cc con tapa roscada

2. Baño de María con control termostatico3. Compuestos químicos demulsificantes4. Micropipetas de 50, 100, 500 y 1000 ?l5. Botellas o frascos de 50 cc con tapas para almacenar las soluciones de los

productos químicos6. Solvente (xileno)7. Cilindros graduados de 10, 20, 100 y 1000 cc.8. Jeringas graduadas de 50 cc y 100 cc, de vidrio y con punta metálica para la

extracción del agua de la botella.




c.- Preparación de productos químicos para la evaluaciónLos compuestos químicos que se van a utilizar en la prueba pueden serpreparados en soluciones al 10% v/v.

A fin de reducir el error en la concentración de la solución que se usara ydebido la rápida evaporación del solvente, es recomendable utilizarsoluciones lo mas frescas posible.

Para preparar las soluciones se deben seguir los siguientes pasos:1. Con un cilindro graduado a 10 cc, medir 9 cc de solvente2. Introducir el solvente en las botellas destinadas para tal fin3. Añadir al solvente 1 cc de compuesto químico puro; tapar el frasco y

agitarlo hasta homogeneizar. Luego se identifica con un marcador

indeleble

d.- Desarrollo de la prueba El procedimiento para desarrollar la prueba de botella consta de lassiguientes fases:

1. Fase de evaluación de concentración Antes de realizar la prueba final para determinar el compuesto químico

más efectivo para romper la emulsión de una muestra de crudo, se realizauna prueba en la que se hará lo siguiente:-

Se toman de 3 a 5 botellas y se llenan con 100 cc de muestra de emulsión.- Se dosifican con el producto químico utilizado en la estación en las

condiciones de agitación, temperatura y de reposo, que quedaran fijas. Deesta prueba se obtendrán las características de tratamiento del productoquímico de la estación, tales como velocidad de separación del agua,calidad del agua e interfase y rango de tratamiento. Con estos resultadosse procederá a evaluar los demás productos recomendados.

2. Fase de selección de formulasSe evalúan en esta fase los productos recomendados en las condiciones

bajo las cuales se obtuvieron resultados similares a los de la estación con elproducto en uso en la fase de evaluación de concentraciones de acuerdo conlo siguiente:

- Se vierten en tantas botellas como sean necesarias 100 cc de muestrade crudo emulsionado, tratando de que no haya variación con el % deemulsión entre una botella y otra. Esto se logra agitando(homogeneizando) el recipiente madre.




- Se dosifican las botellas con los diferentes compuestos.- Inmediatamente después de dosificadas las botellas con los diferentes

compuestos químicos, se cierran, se numeran y se procede a agitarlas.-

El tiempo de agitación y la temperatura durante el ensayo dependen delas condiciones existentes en la estación las cuales se calculan o seconocen antes de realizar la prueba.

e.- Registro de resultados

Inmediatamente después de terminar el desarrollo de la prueba, seprocederá a registrar los resultados utilizando un formato donde seindiquen las variables de la prueba tales como,

1. Nombre de la estación o pozo2. Barriles diarios manejados3. Gravedad API del crudo4. Temperatura5. % de agua que contiene la emulsión6. Nombre del producto usado en la estación7. Nombre de los productos a evaluar8. Concentraciones de los productos a evaluar9. El tiempo en minutos que toma cierta cantidad de agua en separarse10. Cantidad de agua separada en el tiempo11. Calidad del agua separada12. Calidad de la interfase13. Los resultados de % de agua y % de emulsión de la parte superior de

cada una de las botellas14. Los resultados de % de agua y % de emulsión de una muestra de petróleo

de la botella, después de extraída el agua decantada y homogeneizado sucontenido.

15. Cualquier resultado u observación que se tenga del desarrollo de laprueba. Por ejemplo: variaciones respecto al procedimiento,explicaciones, etc.

16. Los productos que presentan la mejor eficiencia de deshidratación en elorden decreciente

17. El nombre de la persona que efectúo la prueba18. La fecha y la hora en la que se inicio la prueba




f.- Interpretación de resultados Después de registrados los resultados se procede a la interpretación de

los mismos, con el objeto de definir el o los productos más eficientes en la

prueba. Para ello se exige que los productos generen las características quecontinuación se detallan:1. Porcentaje de agua

Los resultados de agua remanente en el crudo de las botellas tratadascon el producto químico en uso en la estación, después de haber extraído elagua a cierto tiempo de reposo y homogeneizado, deben corresponder alpromedio de porcentaje de agua medido en los tanques al mismo tiempo. Deesta manera, se garantiza que la prueba de botellas es representativa yproporciona reproductividad entre los resultados de laboratorio y los

esperados en el campo.Se considera que un producto es eficiente cuando el porcentaje de aguaremanente, que resulta de las muestras de crudo de las botellas tratadas,es menor que el resultante de las muestras tratadas con el productoquímico usado en el campo, tomando en cuenta el mismo tiempo de reposo.

Este es el parámetro de evaluación más importante, pues relacionadirectamente los resultados reales de muestras de crudo tomadas en lostanques de almacenamiento, con el mismo tiempo de reposo.

Por otra parte, debe tomarse en cuenta que la cantidad de agua totalremanente en la columna de crudo de las botellas tratadas con determinadoproducto químico, debe disminuir a medida que aumente la concentraciónEste comportamiento se conoce como “escalera” y es indicador de que noexiste el fenómeno del sobretratamiento.

Algunos productos químicos tienden a disminuir su eficiencia a medidaque aumenta la concentración. Esto no es deseable en el campo, ya que si sepresentan bajos niveles de producción sin cambiar la dosificación, laconcentración del producto químico desemulsionante en cuestiónaumentaría, resultando altos contenidos de agua en el crudo acomercializar.2. Velocidad de separación de aguaEste parámetro de evaluación demuestra la eficiencia de un productoquímico en romper la emulsión y decantar el agua en el tiempo, a partir delmomento que se interrumpe la agitación (reposo).

Entre dos productos que proporcionen resultados similares en cuanto aporcentaje de agua remanente en el crudo a cierto tiempo de reposo (Ej. 4horas), el más eficiente será el que decante mayor cantidad de agua enmenos tiempo con respecto a la cantidad de agua de la muestra de crudooriginal.




Se visualiza con mayor facilidad esta eficiencia mediante la comparaciónde gráficas construidas a partir de lecturas de caída de agua vs. Tiempo.

3. Calidad de la interfase: Este otro parámetro ayuda a seleccionar entrevarias alternativas de productos químicos. Por regla general, el productoque se seleccione como más eficiente debe tener una interfase lisa ó conpequeñas variaciones.

4. Corte de agua El “corte” indica el porcentaje de agua y emulsión adeterminada altura de la columna de la botella por encima de la interfase.Este parámetro da una indicación de cómo esta repartido en la columna decrudo el contenido de agua y sedimento de la mezcla homogeneizada. Enotros términos, indica la presencia o no de gradientes de porcentaje deagua y emulsión en la columna de crudo de la botella. El hecho de poseergradientes es una indicación de la eficiencia de un productodesemulsionante.





PASOS PARA LA PRUEBA DE BOTELLAS

CALENTAMIENTO DELAS MUESTRAS

COLOCACION PARAINSPECCION

ADICION A LA PROBETAPARA DETERMINAR %

PROBETAS LUEGO DE SERCENTRIFUGADAS




Control de calidad de los productos químicos.

De acuerdo con estudios detallados de productos comerciales, la

formulación de un desemulsionante se compone de un solvente orgánico, unco-surfactante y un ingrediente activo y/o mezcla de activos. El solventeorgánico es una fracción de hidrocarburos aromáticos y saturados; el co-surfactante es un alcohol; y los activos son, usualmente, compuestos de altopeso molecular, del tipo: copolimeros de oxido de etileno/oxido depropileno, resinas de alquil-fenol, formaldehido oxialquiladas, sulfonatos dealquil-benceno y naftaleno, resinas derivadas de acidos grasos, etc.

En el próximo diagrama se señala el procedimiento para separar,cuantificar y caracterizar los constituyentes de las formulaciones de

demulsificantes comerciales y efectuar el control de calidad de los mismos.Según este diagrama, el análisis básico de los demulsificantes requierenseparar el solvente de los activos sólidos a fin de caracterizar a los mismos;dicha separación se realiza mediante una microdestilación a presiónreducida y con la aplicación de la Norma ASTM D-1259-61,respectivamente. El análisis de los activos sólidos se practica basándose enlos resultados de cromatografía de permeación de geles (GPC), infrarrojo(IR) y numero de solubilidad relativa (RSN), mientras que la composición desolventes se determina por cromatografía de gases (CG), siendo de granimportancia la identificación y cuantificación de alcoholes presentes en elmismo y caracterizar los constituyentes de las formulaciones dedemulsificantes comerciales y efectuar el control de calidad de estos.





CARACTERIZACION FISICA Y MOLECULAR DE UN DESEMULSIONANTE




APLICACIÓN DE LOS DATOS DEL LABORATORIO EN EL CAMPO

Normalmente esperamos que la dosis utilizada en el campo sea menor que la

que la indicada en la prueba de botellas. La inyección de productos químicosdentro del sistema de deshidratación se realiza generalmente con unabomba de inyección que puede ser operada por aire o por un motoreléctrico. La mayor parte de las bombas de inyección tienen un mecanismode ajuste para controlar la proporción de compuesto químico que se aplica.

Después de realizar las pruebas de botellas, la bomba de inyección seajusta hasta que agregue químico en la proporción requerida.

Si, por ejemplo, la prueba de botella indica que un producto se agregaráa razón de 50 microlitros en una solución al 10% en una muestra de 100cc(50 ppm)de crudo emulsionado, hay que convertir esa a razón de galones pordía en barriles de crudo.

Otra manera más fácil y rápida seria llevando los microlitros a p.p.m yluego llevar estos a galones por día aplicando la siguiente ecuación:

Teniendo como base que 1 microlitro es igual a 1 p.p.m, en una muestra de

crudo de 100 cc, se dice entonces que:Gal/día = ppm x 42 x bls

1000000

Aplicando la ecuación y suponiendo que la prueba de botella indica que elproducto funcionó a una dosis de 50 microlitros, entonces seria:

Gal/día = 50 ppm x 42 x 30000 bls = 63 Gls/día

1000000La bomba de inyección de química sería ajustada para dosificar a unarata de 63 galones por día. En la practica puede descubrirse que el químico

podría reducirse a 21 galones por día.




EXPERIENCIA DE CAMPO

ANALISIS DE MUESTRAS PARA DETECTAR PROBLEMAS DE

TRATAMIENTOCASO AGUA ENTRAMPADA:

PROBETA N° 1: Esta probeta representa una muestra centrifugada sin agregar “slug”, con 30% de agua sin emulsión.PROBETA N° 2: La probeta muestra el crudo de la probeta n°1 con uncorte igual lo que indica que el tratamiento es satisfactorio hasta laentrada del tanque de lavado o tratador.PROBETA N° 3: Aquí se muestra la probeta con un crudo centrifugado sin

“slug” con un corte de 30% de aguaPROBETA N° 4: Representa la muestra de la probeta n° 3 centrifugadacon “slug”, presentando un 5% de agua adicional con respecto a la probetan°3, o sea, 35% en el crudo, por lo que debemos averiguar la causa, quepuede ser: falta de producto químico, calor, o la química no esta haciendo elefecto esperado.

PROBETA N° 1 PROBETA N° 2 PROBETA N° 3 PROBETA N° 4

SIN SLUG SIN SLUGCON SLUG CON SLUG

30% 30% 30% 35%




ANALISIS CON QUÍMICA DILUIDA AL 2%

PROBETA N° 1: Muestra un crudo sin “slug” con 10% de emulsión y un

15% de agua clara.PROBETA N° 2: Es la misma probeta 1 con una gota de química diluida al2% (la misma química usada en la estación) mostrando que rompe una partede la emulsión.PROBETA N° 3: Es la misma muestra de la probeta 2 centrifugada con unagota adicional de química diluida, y se puede observar que rompe toda laemulsión, lo que indica que necesita más química.PROBETA N°4: Aquí se muestra el análisis adicionando gotas de químicadiluida, donde se observa que con tres gotas no saca mas agua, faltará

comprobar si en realidad no existe mas agua entrampada.PROBETA N°5: Esta es la muestra de la probeta n°4 pero con “slug”,presentando un corte igual, por lo que se puede deducir que aumentando ladosis de química se solucione el problema.Se debe aumentar 0.5 galón por cada gota utilizada, en este caso 1 galónpor cada 1000 bls. Si el análisis con “slug da un corte mayor entonces elproducto químico no funciona.

PROBETA N°1 PROBETA N°2 PROBETA N°3 PROBETA N°4 PROBETA N°5

25%

15%20%

24%23% 23% 23%

CON SLUG




FALTA DE CALOR

PROBETA N°1: Representa el análisis de la muestra centrifugada sin“slug” con un corte de 30% de agua.PROBETA N°2: Muestra la probeta 1 calentada, para probar el efecto delcalor mostrando un corte de 34%, lo que indica que adicionando calor seelimina el agua entrampada de 4% en la muestra, por lo que al sistema lefalta calor.Si se calienta la muestra y el corte permanece igual, se centrifuga lamuestra con “slug”: si el corte aumenta no se debe a falta de calor.NOTA: Por lo general la falta de calor permite la presencia de emulsión y no

de agua entrampada, pero existen excepciones.

EMULSIÓN EN LA MUESTRA

PROBETA N° 1 PROBETA N° 2

30% 34%

CALENTANDO




PROBETA N° 1: Representa una muestra de crudo tomada a la entrada deltanque de lavado o tratador, mostrando un corte de 15% de agua clara y

10% de emulsión. Cuando esto sucede indica que va a haber problemas con laseparación satisfactoria de agua y crudo en el tanque de lavado o tratador.En este caso se debe averiguar la posible causa que no permite la completaruptura de la emulsión.PROBETA N° 2: Muestra el crudo de la probeta 1 centrifugada con “slug”,donde se puede observar que al romperse la emulsión, el porcentaje de aguaaumenta de 15 a 23% lo que significa que el 10% de emulsión, 8% era deagua y un 2% de crudo, por lo que se deduce que la emulsión era de crudo yagua y no otro componente diferente.

Cuando esto sucede se debe centrifugar otra muestra sin “slug” y analizarpara determinar lo que causa la presencia de emulsión a la entrada deltanque de lavado o tratador.Se debe determinar si el problema se debe a: falta de calor, falta dequímica o esta ultima no es efectiva.En este caso no se espera emulsión por exceso de química osobretratamiento.

SIN SLUG CON SLUG


25%15%

23%




PROBETA N° 1: Muestra de crudo centrifugado sin “slug” con 10% deemulsiónPROBETA N° 2: Si la probeta n°1 es calentada durante 2 minutos a la

temperatura de operación y el corte es como lo muestra esta probeta,entonces se debe agitar y centrifugar de nuevo, si el resultado es el mismo,se puede deducir que la emulsión era falta de calor y se debe proceder aaveriguar la causa.PROBETA N° 3: Muestra la probeta n°2 centrifugada con “slug”, si elcorte permanece invariable, entonces la causa del problema es falta decalor solamente.PROBETA N°4: Si la muestra de la probeta n° 1 se centrifuga con “slug” yda un corte de 25% de agua, se interpreta que el 10% de emulsión era todaagua y esto sucede cuando hay un exceso de producto químico en el sistema,sin embargo se debe realizar el análisis con química diluida para comprobaresta deducción.

EMULSION25%

15%

23% 23% 25%

SIN SLUG CALENTANDO CON SLUG CON SLUG

PROBETA N° 1 PROBETA N°2 PROBETA N°3 PROBETA N°4




PROBLEMAS A LA SALIDA DE LOS EQUIPOS.

PROBETA N° 1: Muestra de crudo a la salida del tanque de lavado o de un

tratador centrifugada sin “slug”, con un corte de 1% de agua clara, sinemulsión.PROBETA N° 2: Es la misma probeta n° 1 centrifugada con “slug”presentando un corte de 2% de agua total. Esto nos indica que existe un 1%de agua entrampada que nos genera problemas, por lo que se debe averiguarla causa.El agua entrampada a la salida de un tanque de lavado o de un tratador,nunca se debe a problemas de funcionamiento del mismo, sino, que su causaradica en el efecto del producto químico, por lo que, se debe averiguar la

causa analizando muestras del crudo que entra al equipo, o sea después derecibir producto químico y calor. En este caso se puede analizar si el aguaentrampada se debe a falta de producto químico o este no es efectivoutilizando el método de la química diluida al 2%.NOTA: El mismo procedimiento se aplica en los casos con presencia deemulsión.


SIN SLUG CON SLUG

1% 2%




PROBETA N° 1: Muestra del crudo saliendo del tanque de lavado con uncorte de 10% de agua clara sin emulsión.PROBETA N° 2: Es la misma probeta 1 centrifugada con “slug” mostrando

un corte igual, lo que indica que no existe problema en el tratamientoquímico de la emulsión, sin embargo, el corte no es el deseado. Cuando estosucede se debe a que el crudo no ha recibido el reposo deseado para suseparación. La causa puede estar en:- Alto nivel de agua en el equipo.- Turbulencia por presencia de gas.


SIN SLUGCON SLUG

10% 10%




EL OLEODUCTO Y EL TRATAMIENTO

En los oleoductos recae la enorme tarea de transportar millones de barrilesde crudo diariamente desde los campos donde se produce hasta lasrefinerías donde se transforma en el siempre creciente número deproductos terminados.

Debido al gran volumen que hay que manejar, el oleoducto debe establecerciertas especificaciones para que el crudo sea circulado por sus sistemas.Estas especificaciones varían ligeramente entre las diferentessegregaciones, pero usualmente no más del uno por ciento de impurezas

pueden estar presentes en el petróleo. Esta parece ser una cantidad muypequeña para la mayoría de los hombres en el campo ( solo 10 barriles porcada 1.000). En términos de producción nacional esto ascendería a cerca de30.000 barriles de agua por día en los oleoductos.

Aparte de la carga extra que sería acarrearla , se ha descubierto que estasimpurezas , especialmente la arena y el agua , son las principalescontribuyentes para el desgaste y la corrosión que son unos de losproblemas en el mantenimiento en los sistemas de transporte del crudo.




EL PERSONAL DE OPERACIONES Y EL TRATAMIENTO

Normalmente el personal de operaciones considera el tratamiento del

crudo como un gasto de producción y debe aceptar la responsabilidad dellevarlo a cabo tan eficientemente como sea posible. debe entregarpetróleo limpio al oleoducto al costo menor posible. Durante las primerasetapas de la producción en la mayoría de los campos el problema casi noexiste, pero en estos mismos campos esto llega a ser un problema de mayorimportancia antes del agotamiento geológico. Es evidente, por lo tanto, queun programa de tratamiento económico sea una parte importante paraobtener un mayor rendimiento de un yacimiento dado en una baseeconómica.

En muchos casos se ha descubierto que la causa principal de los altoscostos de tratamiento es la selección inapropiada del equipo detratamiento. Siempre está presente la tendencia de instalar un sistema dedeshidratación con la menor inversión inicial posible. A menudo no se da laapropiada atención a futuras evoluciones. Aunque el sistema seasatisfactorio cuando se instale, la invasión de agua en otros pozos aumentala cantidad de emulsión que debe ser tratada. Este aumento con frecuenciasobrecarga el sistema y el tratamiento puede quedar deficiente sin laadición o reemplazo de algún equipo.

Por lo tanto le corresponde al personal de operaciones familiarizarse conlas capacidades y características de operación de diferentes tipos deequipos de tratamiento disponibles. También debemos tomar enconsideración los posibles desarrollos futuros donde las facilidades han deser instaladas, de manera que la instalación inicial sea adecuada para laresolución de los problemas de tratamiento creciente mientras pasa eltiempo.

Las operadoras petroleras dependen del personal del campo paraefectuar las operaciones de tratamiento. Por lo tanto, se hace mayorresponsabilidad el comprender el manejo del equipo de tratamiento y elllevar a cabo la tarea con el máximo de eficiencia y al menor costo, enconformidad con el tratamiento adecuado.




SEGURIDAD INDUSTRIAL APLICADA EN LASOPERACIONES DE DESHIDRATACION DE CRUDO

En las operaciones de tratamiento de crudos existen diversos riesgospotenciales debido, principalmente, a la inflamabilidad de los de los fluidosque son manipulados así como también a las sustancias químicas que sonutilizadas.

Debido a que estos riesgos potenciales son inherentes al trabajo, senecesita en este tipo de labor un riguroso entrenamiento, atención ycoordinación entre el personal involucrado para prevenir que los riesgospotenciales sean causantes de accidentes y lesiones.

El propósito primordial de este tema es el inculcar a todo el personalenvuelto en las operaciones de tratamiento de crudo, las normas y consejosde seguridad que deben cumplirse, con el fin de prevenir los accidentes quepudiesen ocurrir en las labores diarias.

La comprensión y aplicación eficaz, en el trabajo, de estas normas yconsejos redundaran en beneficio propio y en el de la operadora, quienes asílo utilicen, recibirán grandes beneficios en lo que se refiere a la protección

de su persona y de sus familiares contra las lamentables e innecesariasperdidas y perjuicios que puedan suceder como consecuencia de losaccidentes industriales.

El accidente.

No cabe duda de que los accidentes son costosos para la empresa y parala sociedad. Hoy en día no hay excusa para no intentar evitar posibleslesiones a los trabajadores.

Existe una correlación entre los aspectos prácticos y morales de laprevención de accidentes, ya que éstos producen, por una parte, pérdidasde recursos materiales y de fuerza de trabajo y por otra, sufrimientosfísicos y mentales.

Una de las definiciones que más se acepta es la, es la que define como “un hecho imprevisto capaz de causar daños personales o materiales” , lacual se ajusta a lo anteriormente expuesto.




Una buena planificación del trabajo a realizar, ayuda a eliminar almáximo las situaciones imprevistas que se puedan presentar y por ende laocurrencia del accidente.

Para evitar la ocurrencia de un accidente es necesario tener unconocimiento previo sobre las causas y riesgos que lo producen.

Anatomía de un accidente.

Los expertos en seguridad están de acuerdo en que la anatomía de unaccidente se puede clasificar en dos grupos principales:

??

Causas fundamentales o preparatoria y?? Causas inmediatas

Causas fundamentales o preparatorias.

a.- DEFICIENTE ACTUACIÓN SUPERVISORA.- Instrucciones de seguridad inadecuadas.- Reglas de seguridad que no existen- La seguridad no ha sido planificada como parte del trabajo-

Pocas relaciones de seguridad con los empleados- Los riesgos no han sido corregidos

b.- ACTITUD DE LAS PERSONAS. - Falta de conocimiento de lo que significa seguridad- Falta de coordinación- Reacción mental lenta- Falta de estabilidad emocional- Nerviosidad- Extremadamente sensible.

c.- CONDICIONES FÍSICAS DE LAS PERSONAS.- Cansancio extremo- Problemas visuales- Ineptitud física- Cardiaco- Lisiado




Causas inmediatas de los accidentes.

En este grupo se encuentran los siguientes:

Actos inseguros

- Se proveen equipos o resguardos de seguridad pero no se usan- Se usan impropiamente los equipos y herramientas- Se emplean métodos de trabajo peligrosos- Se realizan movimientos y actos peligrosos como: correr, saltar, etc.- Actitud impropia; arriesgarse sin necesidad, desobediencia de

instrucciones, el lesionado sabia como hacer el trabajo con seguridad,pero no siguió el procedimiento seguro.

- Defectos físicos/mentales: defectos visuales ó auditivos, debilidadmuscular, desordenes orgánicos, intoxicaciones, etc.

Condiciones inseguras.

- Dispositivos de seguridad ineficaces- Ausencia de dispositivos de seguridad- Riesgos por falta de orden y limpieza- Herramientas y equipos defectuosos- Iluminación deficiente

Condiciones mecánicas y físicas inseguras.

- Protectores inadecuados: sin protección, ineptamente protegidos,protectores quitados por otras personas distintas del lesionado.

- Equipos, herramientas ó accesorios defectuosos por el abuso: gastados,envejecidos, rotos, etc.

- Equipos, herramientas ó accesorios defectuosos debido a un mal diseño o

una construcción defectuosa: muy grande, muy pequeña, construccióndébil, con grietas, etc.

- Métodos y procesos inseguros: arreglos peligrosos, almacenajeinadecuado, sobre carga, falta de planificación, etc.

- Falta de facilidades para la limpieza y orden: obstáculos en pasillos yescaleras.

- Falta de equipo de protección personal como: casco de seguridad, guantes,nariceras, protectores de oído, etc.




Puntos básicos en un programa de prevención de accidentes

Para que un programa de prevención de accidentes cumpla con losobjetivos que se persiguen, debe contener, como mínimo lo siguientes puntos:

1. Entrenamiento de los trabajadores en buenos hábitos de trabajo así comotambién el uso y operación de los equipos y herramientas.

2. Proveer a los trabajadores de condiciones y ambientes apropiados detrabajo.

3. Establecer programas regulares de inspección a instalaciones, equipos,herramientas y demás lugares de trabajo.

4. Cumplimiento de las reglas y practicas de seguridad ya aceptadas yestablecidas.

5. Investigar exhaustivamente todos los accidentes y poner en practica lasrecomendaciones que impidan la repetición de los mismos.

El establecimiento de los puntos de un programa de prevención deaccidentes no es suficiente para lograr el éxito que se espera, si las personasa quienes esta dirigido no hacen fiel cumplimiento del mismo, por lo tanto, eléxito dependerá de la actitud que tomen los trabajadores en sucumplimiento.




GLOSARIO DE TERMINOS

AGUA ENTRAMPADA: Consiste en la presencia de agua en el petróleo enforma de gotas mas grandes que las identificadas como emulsión.

AGUA EN PETRÓLEO: Este tipo de emulsión comprende la mayoría de lasemulsiones presentes en la industria petrolera.

AGENTE EMULSIONANTE: Es una sustancia que permite que la emulsión sehaga estable o permanente. Generalmente se presenta en forma de películaenvolvente.

AGITACION: Es el proceso que se efectúa en los equipos de separación de gas y crudo con la finalidad de crear el esparcimiento uniforme del productoquímico demulsificante.

BOMBEO DE OLEODUCTO: Es el punto de salida de los tanques dealmacenamiento a través del cual se bombea o envía el crudo a la venta.

CALENTADOR: Es el equipo utilizado en el proceso de tratamiento a través

del cual se aplica el calor necesario para ayudar al rompimiento de lasemulsiones.

CALOR: La función principal del calor en el sistema de tratamiento es acelerarla velocidad de solución del producto químico en el crudo. Además paradisminuir la viscosidad del crudo para que el agua baje mas rápidamente yaumente la velocidad con que se unen las gotas de agua en emulsión para formargotas grandes y decantar.

CENTRIFUGAR: Es un proceso utilizado generalmente para pruebas delaboratorio y se utiliza para simular las fuerzas que produce ordinariamente elasentamiento por gravedad.

COALESCENCIA: Unión de las gotas de agua pequeñas formando gotas demayor tamaño quienes descenderán por gravedad arrastrando en su paso orecorrido descendente todas las gotas que se encuentren en su camino hasta lafase de agua en la parte inferior del recipiente.



CORTE: Es una palabra utilizada en la industria para identificar losporcentajes de las soluciones analizadas para hacer pruebas de laboratorio.

CRUDO: Es una palabra utilizada en la industria petrolera para identificar elpetróleo sin procesos de refinación.

DECANTACIÓN: Una vez neutralizada la acción del agente emulsionante, porla acción del producto químico y la temperatura, el crudo es sometido a unafase de asentamiento o decantación, donde se hace pasar el crudo por el senode un volumen considerable de agua en el cual queda atrapada el aguacontenida en el crudo que se ponga en contacto con la misma. Este procesodebe realizarse en ausencia de movimientos bruscos o turbulentos.

DEMULSIFICANTE: Es una palabra usada con el significado de la palabradesemulsionante.

DESEMULSIONANTE: Es el proceso inverso a la emulsificación, en este seseparan los líquidos rompiendo la acción del elemento o agente emulsionante.

REPOSO: Es el tiempo necesario para que el agua se separe del crudo.

TURBULENCIA: es el efecto que se produce por acumulación de gas en elsistema de tratamiento, lo cual genera movimientos del crudo dificultando elreposo necesario para la decantación.

SLUG: Es un producto químico de alto poder desemulsionante utilizado paraobtener resultados rápidos en las pruebas de laboratorio.

Manual de Deshidratación

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