Download tratamiento de crudos

PRODUCCION II
TRATAMIENTO DE CRUDOS
Deshidratación y Desalación
Ing. Mario Sánchez
PRODUCCION II



UNIDAD 7: Tratamiento de fluidos
Tratamiento de fluidos. Emulsiones. Formación y ruptura de
emulsiones. Condiciones del crudo terminado. Tanque
cortador. Deshidratación. Decantación y Ley de Stokes. Otros
métodos. Aplicación de estos en campo. Tratadores térmicos y
eléctricos.
UNIDAD 8: Tratamiento químico de deshidratación
Tratamiento químico de deshidratación. Análisis del crudo .
Selección del producto en laboratorio y su aplicación en
campo. Optimización. Combinación de métodos.
UNIDAD 9: Desalación de crudos
Desalación de crudos. Tanque lavador. Teoría del lavado.
Fórmulas de dilución. Aplicación práctica. Métodos de lavado.
Optimización. Tratamiento de crudos fuera de especificaciones.
Circuitos deshidratadores y desaladores. Optimización
EMULSION
DEFINICION
“ Es una sistema heterogéneo formado por
dos líquidos inmiscibles, uno de los cuales
se encuentra disperso en otro en forma de
pequeñas gotas, cuyos diámetros exceden
de 0,1μm., estabilizadas por cargas
eléctricas y agentes emulsificantes como
productos tensoactivos, sólidos finamente
divididos; etc.”

EMULSIONES EN LA INDUSTRIA
PETROLERA

El agua salada se encuentra asociada al petróleo en la fm. geológica
de donde es extraído. El agua producida varía en la cantidad de sales
que contienen en solución, algunas tienen densidades mayores de
1,20 gr./cm3 y los iones que usualmente poseen en su composición
son :
Na+, Ca++, Mg
++,
Cl-, HCO3-, SO4—
La coproducción de agua y petróleo por algún proceso de recuperación puede
formar mezclas o emulsiones las cuales son difíciles de separar.
Se necesitan dos requerimientos principales para que las mezclas de crudo-agua
puedan formarse con algún tipo de estabilidad:
1)
Energía para el mezclado.
2)
Agentes emulsificantes o surfactantes para prevenir la coalescencia de las
gotas dispersadas.
El petróleo tiene agentes emulsionantes naturales como: Asfáltenos, Resinas,
Parafinas, compuestos nafténicos, porfirinas y sólidos finamente dispersados
como arcillas, sedimientos, incrustaciones, productos de corrosión, etc.
CLASIFICACION DE LAS
EMULSIONES
Se clasifican en base a :
1- La naturaleza de la fase externa.
2- Según el tamaño de las partículas dispersadas.
1.SEGÚN LA NATURALEZA DE LA FASE EXTERNA
EMULSIONES DE AGUA EN PETRÓLEO (W-O)

Fase dispersa : Agua – Fase continua : Oil
Comprenden el 99% de las emulsiones presentes en el campo.
El porcentaje de agua esta entre el 0 y el 80% y usualmente se encuentra entre 10 y 35%.
Propiedades: conducen pobremente la electricidad , pueden se diluidas con solventes, contienen más crudo, resisten el secado o pérdida
de agua, difíciles de deshidratar, menos corrosivas.




EMULSIONES DE PETRÓLEO EN AGUA (O-W)

Fase dispersa: Oil - Fase continua : H2O
El 1% de las emulsiones de la industria petrolera.
Propiedades: Conducen la electricidad; son diluidas con agua, contienen más agua, secan rápidamente, pueden ser deshidratas, son más
corrosivas.



EMULSIONES MÚLTIPLES (O – W-O)

Son muy complejas.
Se encuentran en áreas de petróleo de alta viscosidad y gravedad específica o el agua es relativamente blanda.


2.SEGÚN EL TAMAÑO DE LAS PARTICULAS DISPERSAS
MACROEMULSIONES
0,2 μ< Tamaño de la partícula < 50μ

MICROEMULSIONES
0,01μ< Tamaño de la partícula < 0,2 μ

TIPOS DE EMULSIONES
Normal ( agua en petróleo )
TIPOS DE EMULSIONES
Inversa( Petróleo en agua )
TIPOS DE EMULSIONES
Complejas
TIPOS DE EMULSIONES
Complejas
PROPIEDADES DE LAS
EMULSIONES







Tamaño de la gota.
Conductividad eléctrica.
Inversión
Viscosidad.
Estabilidad.
Tensión interfacial.
Tensión superficial.
AGENTES EMULSIONANTES
Se dividen en tres clases principales:



Productos Tensoactivos o Surfactantes.
Materiales que se presentan en la
naturaleza.
Sólidos finamente divididos.
SURFACTANTES

DEFINICIÓN: Agentes tensoactivos con capacidad para
absorberse sobre la interfase del sistema muy bajas
concentraciones, en forma de una capa monomolecular
orientada o monocapa modificando así las tensiones
superficiales e interfaciales.
Tiene estructura Polar (Hidrofílica) – Apolar ( Hidrofóbica)




CLASIFICACIÓN: Según el tipo Hidrofílico se clasifican
en:
Tensoactivos iónicos: pueden ser Aniónicos o Catiónicos.
Tensoactivos no iónicos: Surfactantes covalentes que no se
ionizan en agua.
Anfotéricos: el grupo hidrófilo puede cargarse + , - o estar
descargado.
MATERIALES QUE SE PRESENTAN EN
LA NATURALEZA




Este tipo de compuesto es obtenido casi sin alteración de las fuentes naturales.
Se denominan agentes emulsionantes auxiliares.
Aumentan la viscosidad de formación de nata, son costosos, sujetos a hidrólisis y
sensibles a variación de PH.
Lecitina, lanolina, goma arábiga, goma de guar, derivados de algas, derivados de
celulosa, etc.
SÓLIDOS FINAMENTE DIVIDIDOS



Son estabilizantes efectivos de emulsiones en varias aplicaciones.
Sales básicas de los metales, negro humo, sílice en polvo y diferentes arcillas (
bentonita).
Los barros utilizados en las tareas de explotación de pozos suministran cantidades de
estos sólidos a los pozos petrolíferos.
DESHIDRATACIÓN DEL PETROLEO
DEFINICIÓN
Proceso mediante el cual se separa el agua emulsionada presente en el petróleo,
convirtiéndolo a éste en un producto comercial, es decir, con niveles de agua
inferiores al 1%.
EMULSION →
(CRUDO +AGUA)
SEPARADOR
→ PETROLEO LIMPIO
(AGUA)
(1% DE AGUA)
VENTAJAS

El agua causa corrosión de deposición de coque en la refinería, así como aumentos
anormales de la temperatura de operación al ser evaporada.

Aumento en el costo de transporte de petróleo y corrosión de tanques y oleoductos.

Mayor gasto del equipo debido a la mayor viscosidad de los crudos emulsionados y a
los mayores volúmenes manejados , tanto en oleoductos como en tanques.
TEORÍA BÁSICA DE LA
SEPARACIÓN DE EMULSIONES
La separación de las emulsiones W-O ó O-W se debe a
fenómenos de :


Coalescencia de las gotas en la interfase.
Sedimentación de las mismas desde la fase contínua.
COALESCENCIA
Este proceso se lleva a cabo en cinco etapas:
1.
2.
3.
4.
5.
Aproximación de las gotitas en la interfase y contacto con deformación de las
gotitas en las misma.
Oscilación de las gotitas en la interfase.
Formación de una película de la fase contínua entre la gota y la interfase.
Ruptura y desaparición de la película seguida por la coalescencia real de las gotas.
Transporte parcial o completo del contenido de la gota a la fase discontinua.
El tiempo necesario para que esto suceda es el tiempo de coalescencia. Tiempo necesario
para destruir y remover la película interfacial alrededor de las gotas.
Este tiempo se ve afectado por la viscosidad de la fase continúa, la tensión
superficial de las gotas y la temperatura.
↑ μ Fase Contínua
→ ↑ Tiempo de coalescencia.
↑ Tensión Superficial → ↓ Tiempo de coalescencia.
↑ Temperatura → ↓ Tensión Interfacial → ↓μ → ↓ Tiempo de coalescencia.
SEDIMENTACION
La sedimentación de las gotas desde la fase contínua
obedece a las leyes de Newton y de Stokes.
LEY DE NEWTON :está basada en la suposición de que las partículas son
completamente esféricas y de diámetros uniformes, no siendo el caso de las
gotas de agua en emulsiones W-O.
LEY DE STOKES: sobre una partícula que se mueve en el seno de un fluido
actúan tres fuerzas:



Fuerza Externa (gravedad ó centrífuga) FE
Fuerza de Flotación opuesta a la Fuerza Externa ( Arquímedes) FB
Fuerza de Arrastre opuesta al movimiento (Movimiento entre la partícula y
fluido) FD
FUERZAS EN JUEGO
Ley de Newton:
F = m* a
Ley de Stoke
Vs = Cte* ( da-do)*dp2
visc. fc
FD Aumenta con la velocidad y FE= cte.→ā partícula tiende a cero y la V = cte.
dicha V es la velocidad de sedimentación o de Asentamiento.
FD = f (CD)
CD: coeficiente de arrastre.
NR: número de Reynolds
NR=f (tipo de flujo)
b
CD  n
NR
La μ es el parámetro que mayor influencia ejerce sobre la sedimentación debido a su
marcada sensibilidad con la Tº
Es condición necesaria para que ocurra el proceso de deshidratación que se cumpla
Caudal de la fase continua
dispersa
Área de la interfase suponiéndola
plana
Vel. De separación de la gota
Qc
 vt
A
TRATAMIENTO DE LAS
EMULSIONES

Son los procesos para romper emulsiones y separa el petróleo limpio del
agua, la arena, los sólidos y otros sedimentos producidos con este
FUNCIONES QUE DEBEN DESEMPEÑAR LOS PROCESOS DE





SEPARACION
Desestabilización y rompimiento de las emulsiones de
petróleo tan pronto como sea posible después de que ha
sido formada y producida
Separación del gas presente en la emulsión producida
Promoción de la coalescencia de las gotas de agua para
formar gotas mas grandes, las cuales precipitaran mas
rápidamente
Disminución de la viscosidad de la fase petróleo para
acelerar la separación del agua desde la fase petróleo
Permitir suficiente tiempo para que ocurra una completa
separación del agua
METODOS DE TRATAMIENTO






La deshidratación de petróleo-crudo puede
llevarse a cabo mediante distintos métodos:
Sedimentación: Natural. Responde a las leyes de
Newton y de Stoke
M. Térmico
M. Eléctrico
M. Químico
Centrifugación
Filtración
SEDIMENTACION



Consiste en la utilización de la fuerza de
gravedad para hacer su papel de sedimentación
de las gotas.
Esta en función del tiempo y es dependiente del
grado de estabilidad de la emulsión.
Se utiliza principalmente para separar el agua
libre producida en el oil.
SEDIMENTACION Y
DESHIDRATACIÓN ESTÁTICA



Comprende el método de tratamiento gravitacional o de asentamiento,
acompañado en muchos casos de tratamiento químico y calentamiento.
Es conocido como el método de Llenado – Sedimentación – Drenaje y
Bombeo.
El petróleo después de que se ha llenado el tanque es dejado estático para
que sedimente el agua contenida en él.
SEDIMENTACION Y
DESHIDRATACION ESTATICA


Es el método más simple y el menos estudiado.
Involucra el uso de deflectores arreglados e instalados dentro de los
tanques de tratamiento tal que permitan la desgasificación del fluido
entrante, control de la dirección del flujo de fluido, control y límite
de las corrientes térmicas y mejor promoción de la coalescencia de
las gotas de la emulsión.
METODO TERMICO
El proceso involucra la aplicación de calor para romper las emulsiones W-O por efecto de
una reducción de la tensión superficial de la partícula interfacial debido a que:

Aumenta la solubilidad del petróleo en el agente emulsionante y aumenta la dispersión
del agente en la fase petróleo.

Reduce la viscosidad del oil lo que promueve la separación por gravedad.

Acelera la velocidad con que un compuesto químico demulsificador se deposita en la
interfase de las gotas de agua aumentando así la velocidad de acción del
demulsificante.

La adición de Calor sobre el crudo aumenta la cantidad de energía en el sistema
causando corrientes térmicas las cuales promueven el choque entre las gotas de agua,
lo que permite que rompan la película y coalescan.

Expansión de las gotas de agua debido al gradiente de Temperatura y ruptura del
agente emulsionante.
TRATAMIENTO ELÉCTRICO





Involucra el uso de un Campo Eléctrico ó Electroestáticos con el
propósito de causar que las pequeñas gotas dispersadas se
muevan hacia los electrodos ,coalescan y caigan por gravedad.
El fenómeno es producido debido que las partículas suspendidas
en un medio con una constante dieléctrica más baja (W-O) son
atraídas entre sí, cuando se forma un Campo Eléctrico de alto
voltaje en el sistema.
Mientras mayor resistividad tenga el oil es mayor el esfuerzo
eléctrico que puede sostener sin romperse y por lo tanto, las
fuerzas que producen la coalescencia son mayores.
El segundo método es someter a la emulsión a un campo
eléctrico alterno, vibrando las gotas a la frecuencia de la
corriente, chocando , coalesciendo y cayendo
La deshidratación eléctrica requiere mayor Temperatura que los
procesos químicos y mayor presión.
Tratamiento Químico


Consiste en el agregado de productos
químicos deshidratantes que actúan
rompiendo las emulsiones .
Estos productos llamados
desenmulsionantes actúan favoreciendo la
coalescencia de la fase dispersa y
permitiendo su decantación por gravedad
Velocidad de Decantación
Planilla de Ensayos
Hoja de Seguridad
HOJA DE SEGURIDAD
1) IDENTIFICACIÓN DEL PRODUCTO
Nombre
Uso
Descripción Química
DBM - 3060
Desenmulsionante y Desalante
Resinas de alquifenol-formaldehido modificadas con
óxido de etileno y/o propileno y poliglicoles en una
base de alcoholes y solventes aromáticos.
2) COMPONENTES PELIGROSOS Y VALOR LIMITE DE TOLERANCIA (T.L.V)
Ectanol
HC aromático pesado
200 ppm (piel)
100 ppm
3) INFORMACIÓN FÍSICA TÍPICA
Apariencia
Densidad a 20 ºC (gr/ml)
Punto de escurrimiento (ºC)
Viscosidad a 20 ºC (Cst)
Solubilidad
Líquido
0,92 +/- 0,05
inferior a - 20
inferior a 50
soluble en petróleo
Hoja de Seguridad (cont.)
4) INFORMACIÓN SOBRE PELIGROS DE INCENDIO Y EXPLOSIONES
Punto de inflamación
aproximadamente 10 ºC
Medios de extinción de incendios
CO2, polvo seco o espuma
Procedimentos especiales
en caso de incendios
usar equipo autónomo con suministro de
aire
5) INFORMACIÓN SOBRE RIESGOS PARA LA SALUD Y EFECTOS DE LA
SOBRE EXPLOSION
Inhalación
la exposición prolongada puede causar náuseas, dolor de cabeza e
irritación en las vías respiratorias
Contacto con piel y ojos
irritación moderada
Ingestión
puede provocar severos trastornos gastrointestinales
Hoja de Seguridad (cont.)
6) PROCEDIMIENTOS DE EMERGENCIA Y PRIMEROS AUXILIOS
Evitar el contacto con la piel. Lavarla con abundante agua y jabón . Lavar los ojos
con abundante agua durante 15 minutos y pedir asistencia médica inmediata
Evitar aspirar los vapores. Trasladar al afectado al aire libre y suministrarle oxígeno si
fuera necesario. Si la exposición fue seria o los síntomas persisten, pedir asistencia
médica
Si se ingiere, no inducir vómitos. Suministrar atención médica inmediata
7) INFORMACION SOBRE REACTIVIDAD
Estabilidad
Incompatibilidad
Polimerización
Productos de descomposición
es estable
con oxidantes fuertes
no ocurre
no produce
Lugar de Dosificación
El lugar de dosificación puede ser:
1. En la línea de producción, por medio de bombas
dosificadoras;
2. En el fondo del pozo, agregándolo por el espacio anular
La proporción usada depende del tipo de desenmulsionante
y de las características de la emulsión, pero se puede
empezar con una dosificación 20 ppm y variándola en
función de los resultados
Deshidratación Dinámica con
Tanque Cortador-Sistemas
conbinados



Es un método continuo de tratamiento de petróleo.
También conocido como método Térmico químico.
Constantemente entra al tanque Cortador el petróleo emulsionado por el
fondo y sale por el tope petróleo limpio con ≤ 1% de agua. El agua
separada se purga por el fondo
VENTAJAS







Mejor separación.
Menor capacidad de almacenamiento.
Menos fuerza hombre y supervisión.
Promueve la coalescencia de pequeñas gotas de agua → Mejor separación
y menos consumo de química.
Agua drenada menos contaminada con emulsión.
Menos equipo asociado para el tratamiento de la emulsión y el efluente de
agua.
El petróleo es desgasificado entrando a los tanques de almacenamiento lo
que contribuye a operaciones mas seguras en la playa de los tanques.
PRINCIPIOS DEL PROCESO DE
TANQUE CORTADOR


Diseñados para promover la separación de Agua y Oil.
Se diferencian tres zonas:
Oil: petróleo que asciende con ≤ 1% de agua por gravedad.
Interfase: Las gotas de agua una vez que coalescen, sedimentan
desprendiéndose de la fase petróleo que asciende.
Colchón de Agua: Entra la emulsión O -W y es lavada promoviendo la
coalescencia de las gotas, separándose Agua libre.
CONSIDERACIONES A TENER EN
CUENTA






La tasa de llenado del tanque (velocidad de ascenso del fluído) <
velocidad de sedimentación, para un cierto tamaño de gota a fin de
reducir el tiempo de sedimentación.( velc. asc. Oil < 1 mt.lineal/h )
Durante el llenado se forma una capa interfacial cuyo espesor está
en función de la tasa de llenado del tanque (Generalmente de 1 a 3
m.).La capa interfacial puede separarse completamente diferenciándose
una interfase entre el agua y el oil, la cual puede ser drenada fuera
del tanque con el agua, produciendo una emulsión severa del fluído
drenado.
El líquido de entrada al tanque deber ser una emulsión
desestabilizada para evitar re - tratamientos costosos de la carga
recibida.
El agua producida es corrosiva, lo que aumentará los costos de
mantenimiento.
La capa interfacial se lleva a separador API o se conserva dentro del
tanque para tratarla nuevamente.
INCONVENIENTES EN LA
SEPARACION EN TANQUES







Presencia de gas.
Altas velocidades del flujo a través de calentadores, líneas de
sistema de playa de tanques y entrada a los tanques.
Re – emulsificación debido a las caídas de presión inesperadas en
las instalaciones del proceso.
Perturbaciones en el proceso de sedimentación debido a las
corrientes por convección como resultado de los cambios de
Temperatura Ambiente.
Diferencia por gravedad causados por cambios de Temperatura del
Fluído de entrada creada po la canalización en los tanques de
lavado.
Recirculación de emulsión drenada recuperada desde otras
instalaciones.
Flujos mas altos que los que fueron asumidos para el diseño de la
instalación.-
PRINCIPIOS BASICOS PARA LOGRAR
UNA MEJOR EFICIENCIA
1-EMULSIÓN DESESTABILIZADA W-O

La corriente de entrada debe estar
desestabilizada por lo cual es conveniente
muestrear dicha corriente a intervalos
frecuentes y conseguir esta situación en el
campo.

Bombas dosificadoras deben ser instaladas
cerca del tanque de lavado para inyectar
desemulsificante adicional.
2 . FACILIDADES PARA
DESGASIFICACIÓN
•
•
•
El flujo de entrada de crudo frecuentemente está cargado
de gas libre debido al bombeo desde los separadores ( 6 –
0) en las estaciones de producción. Este gas saldrá fuera de
solución cuando la presión del sistema cae. Si la corriente
de oil es calentada en el tanque, derivados livianos son
vaporizados y más gas sale de solución.
De la eficiencia de separación del gas y el oil depende la
quietud del fluido en la sección de la sedimentación ( No
debe haber escape de gas en esta zona para evitar
turbulencia y movimientos).
Se adiciona un separador vertical fuera o dentro del tanque
cuya entrada se encuentra por encima del nivel de líquido
en el tanque.( Fuster = sep. Presión atmosférica )
3.PERMITIR LA COALESCENCIA (CONTACTO
Y TIEMPO)




La coalescencia comienza después de que el demulsificante ha sido inyectado y
mezclado con el crudo emulsionado en la línea de transferencia de petróleo, donde a
las gotas de agua se les da suficiente oportunidad de colisionar y caer.
El flujo total de emulsión desestabilizada entrará en la sección de agua de un tanque
de lavado convencional en donde cada gota puede ser absorbida por contacto por un
gran volumen del mismo tipo de agua.
El flujo ascendente de oil puede cargar pequeñas gotas de agua in – coalescentes,
las cuales tienen que sedimentar por gravedad en la zona de sedimentación después
de la zona de lavado.
La coalescencia de las gotas y la separación del agua y petróleo toma lugar a una
cierta altura del tanque, la cual es conocida como capa interfacial y la eficiencia de
coalescencia depende de la distribución sobre la mayor área posible y de la velocidad
de ascenso de oil.
Si :
V ascenso
↓
No hay sedimentación
>
V sedimentación
ESPESOR DE LA CAPA
INTERFACIAL
Depende de :







Gravedad del oil.
μ de la emulsión.
Temperatura del tratamiento.
Tamaño y distribución de las gotas de agua.
Efectividad del desemulsificante.
Presencia de sólidos.
Velocidad de ascenso de flujo.
EL ESPESOR DE LA CAPA PUEDE VARIAR ENTRE 1 Y 3 m.-
Desalación
Otro de los elementos indeseables del crudo para su
comercialización son las sales;
Se eliminan para evitar corrosión e incrustaciones en los
circuitos por donde circula el petróleo;
El proceso se realiza por lavado del petróleo con agua
dulce, ya sea inyectándola en los oleoductos o pasando el
petróleo a través de un colchón lavador;
Normalmente se usan estos dos sistemas en serie;
Fundamento
El petróleo pasa a través de un colchón de agua dulce de un
tercio de la altura del tanque;
Éste se renueva constantemente para evitar la saturación con
sales, los colchones saturados no desalan;
El fundamento está en el intercambio iónico que se produce
en el colchón, pasando las sales de las gotitas de agua del
petróleo al agua del colchón y disminuyendo su
concentración.
Requisitos para el intercambio
Para ello se deben cumplir una serie de normas como son:
•
Temperatura para disminuir la viscosidad y favorecer el
contacto de las gotas,
•
Producto químico para disminuir la tensión interfacial,
•
Renovación permanente del colchón con agua dulce,
•
Tiempo de residencia del petróleo en el tanque suficiente
como para que Vasc < 1 m/h.
•
Buena difusión del petróleo en el colchón, para lo cual el
tanque debe tener placas deflectoras,
Lavado en cascada
A veces se hace pasar el petróleo a través de varios
colchones, lavado en cascada. Se ha demostrado que esta
metodología es más efectiva.
Como norma se toma como valor máximo de salinidad del
crudo para ser comercialmente apto no más de 100
grs/m3, expresado como cloruro de sodio (Cl Na).
Fundamento Matemático
El fundamento matemático que vincula el lavado con los
volúmenes de agua y las salinidades es como sigue:
1) Para saber la salinidad de un petróleo tratado sin agua de
lavado, utilizar cualquiera de las siguientes fórmulas:
a) Si tomamos base petróleo:
(% agua ct) * (salinidad cst)
Contenido de sal ct 
% agua cst
Fundamento Matemático
(cont)
b) Si tomamos base agua:
(% agua cst) * (Salinidad agua)
100
% agua crudo sin tratar
(% agua ct) *
Contenido de sal ct 
Por ejemplo si tenemos un crudo con las sgtes. caract.:
-Salida del crudo del tanque lavador: 0,5 % de agua
-% de agua del crudo sin tratar: 61%
-Salinidad del agua asociada: 47.000 mg/lt
Usando la fórmula ant. tenemos: Cont. sal ct = 235 mg/lt
2)
Fundamento Matemático
(cont)
Por ello debemos efectuar un lavado con agua dulce,
inyectándola en el colchón del tanque lavador.
(% agua cst) * (Sal. agua) (% agua lavado) * (Sal.gua lavado)

)
100
100
Cont. de sal ct 
. * (% agua ct)
(% agua crudo sin tratar )  (% agua lavado)
(
Para el ejemplo dado si:
- % de agua de lavado: 16%
- Salinidad del agua del lavado: 900 mg/lt
Reemplazando nos queda: 187 mg/lt , con una eficiencia
del 80%, tenemos 224 mg/lt
Fundamento Matemático
(cont)
3)
Cambiando el punto de inyección antes del tanque
lavador, tenemos la siguiente fórmula:
(% agua lavado) * (Sal.agua lavado) 

(% agua ct) * ( sal.cst ) 

100


Contenido de sal ct 
% agua crudo sin tratar  % agua de lavado
Reemplazando nos queda: 11 mg/lt , con una eficiencia del
80% logramos 14 mg/lt
Por lo tanto concluimos que conviene lavar inyectando agua
antes del tanque lavador.
Trat. Termoquímico de
Deshidratación y Desalación
FWKO
T.LAVADOR
T.ALMACENAJE
800 m3
300 m3
160 m3
800 m3
40 m3
160 m3
VAPOR
DE AGUA
T.ENTREGA
40 m3
DOSIF.
QUÍMICO
T.CONTROL
1500 m3
PILETA
API
Determinación de la salinidad
de un crudo
1. Tomar 125 cm3 de crudo con una Tº debidamente
homogeneizada a 60 ºC y colocar en un balón decantador de
1000 cm3
2. Agregar 125 cm3 de solvente
3. Agregar 250 cm3 de agua destilada hirviendo (a la que
previamente se le ha determinado su propia salinidad)
4. Agitar de 5 a 10 minutos (teniendo cuidado de ir
desgasificando periódicamente)
Determinación de la salinidad
de un crudo (cont.)
5. Dejar decantar hasta que se separe el agua del petróleo (en
caso de que la separación no sea nítida, agregar unas gotas
de químicos y agitar)
6. Filtrar 100 cm3 de agua separada y enfriar en un erlenmeyer
de 250 cm3
7. Agregar unas gotas de cromato de potasio (CrO4 K) N/10
(de concentración 1/10 normal) como indicador y titular
con nitrato de plata (NO3 Ag) N/10, hasta que se vire a rosa
pálido.
Determinación de la salinidad de
un crudo (cont.)
La reacción que se produce es la siguiente:
NO3 Ag + Cl Na = NO3 Na + Cl Ag
8. Cuando se acaba el Cl Na, sal que se desea determinar, una
gota en exceso de NO3 Ag reacciona con el indicador
CrO4 K dando un precipitado de CrO4 Ag (cromato de
plata) de color rosado
CrO4 K + NO3 Ag = NO3 K + CrO4 Ag
Determinación de la salinidad de
un crudo (cont.)
9. Al gasto de NO3 Ag (cm3 consumidos) se lo multiplica por
117
10. El valor obtenido se expresa en grs/ m3 .
CONCLUSION

Para lograr el objetivo de un tratamiento de
deshidratación y desalación exitoso, es
importante seleccionar el método adecuado
avalado por una buena experiencia de campo.