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Introducción al Procesamiento de Gas y Petróleo / Unidad III – Tratamiento de Petróleo
Unidad III:
Tratamiento de Petróleo
1. La necesidad de tratar el petróleo
1.1. Los contaminantes del petróleo
2. Contenido de agua en el petróleo
2.1. Agua libre
2.2. Agua disuelta
2.3. Agua emulsionada
3. La deshidratación del petróleo
4. El tratamiento de las emulsiones
4.1. Variables que influyen en la velocidad de la decantación
4.1.1. La aceleración de la gravedad
4.1.2. El tamaño de la gota: la estabilidad de las emulsiones
4.2. Procedimientos desemlusionantes
5. Equipos para la deshidratación del petróleo
6. La contaminación del petróleo con sales
6.1. Equipos desaladores
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Introducción al Procesamiento de Gas y Petróleo / Unidad III – Tratamiento de Petróleo
El petróleo que se extrae del pozo contiene agua, barro, sales, gas y otros elementos que deben ser
removidos para hacerlo útil para la venta y el consumo.
En las plantas de tratamiento se produce la separación primaria de todos estos elementos, para que cada
uno continúe luego su proceso de tratamiento por separado.
En esta unidad analizaremos el tratamiento del petróleo luego de la separación primaria. El proceso de
tratamiento del petróleo básicamente consiste en la separación del agua que podría permanecer y las sales
que pudiera contener. Analizaremos entonces cómo se realizan estos procesos de separación, así como los
equipos utilizados.
Veamos dónde se ubican estos temas en el esquema general del proceso:
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1. La necesidad de tratar el petróleo
La separación primaria separa el fluido en tres componentes principales:
•
•
•
Una fase gaseosa: que se deriva al tratamiento de los gases.
Una fase de petróleo: que se deriva al tratamiento del petróleo.
Una fase acuosa: que se deriva al proceso denominado tratamiento del agua.
Sin embargo, cada componente separado sigue contaminado a su vez, con porciones menores de los
demás.
Es necesario entonces, que en etapas subsiguientes, esos contaminantes se vayan eliminando para que al
final de los respectivos procesos a los que son sometidos, el gas, el petróleo y el agua tengan un aceptable
nivel de pureza.
Todos los tratamientos apuntan a cumplir con las especificaciones estipuladas por los compradores, sean
estos transportadores por tierra (oleoductos, trenes, camiones) o por mar (buques petroleros o refinadores),
o bien por los usuarios (las refinerías de petróleo que tienen sus propias especificaciones). Las
especificaciones pueden ser emitidas por entidades estatales o privadas.
Existen severas penalizaciones por incumplimiento. El petróleo fuera de especificaciones puede sufrir
penalizaciones económicas tales como la reducción en el precio acordado o el rechazo del producto, que
debe ser entonces reprocesado.
En esta unidad analizaremos el proceso de tratamiento del petróleo desde que sale de la separación
primaria, hasta que está listo para la venta.
1.1. Los contaminantes del petróleo
La primera operación que se realiza en el petróleo es la separación de los elementos contaminantes.
Los contaminantes del petróleo que se separan en las primeras etapas de la producción, para
acondicionarlo para el transporte y almacenamiento, son
Agua
Sales
A través del proceso de
A través del proceso de
Deshidratación
Desalación
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Los contaminantes, si no son removidos, ocasionan al productor, al transportador y al refinador una
variedad de problemas. Haga clic para ver los problemas más frecuentes.
Corrosión en cañerías y
equipos. Esto obliga a la
reposición periódica de las
partes afectadas o a un
costo elevado en
inyección de químicos
anticorrosión.
Problemas
frecuentes
Utilización de volumen útil en el
transporte y almacenaje del petróleo
Ensuciamiento en equipos
debido a depósitos. Esto
obliga a paradas para
limpieza o a un costo elevado
en inyección de químicos
antiincrustantes.
Envenenamiento de
catalizadores utilizados en los
procesos de la refinería.
2. Contenido de agua en el petróleo
El agua que acompaña el petróleo puede provenir tanto de la formación geológica existente, como de la
inyección efectuada para mantener la presión del reservorio durante el proceso de recuperación secundaria.
Cuando se desarrolla un nuevo yacimiento, lo habitual es que el contenido de agua sea pequeño o nulo, al
igual que otros contaminantes. A medida que el yacimiento madura, el contenido de agua tenderá a
aumentar. El contenido de agua crecerá hasta el punto en que la explotación se convierta en
económicamente inviable y deba ser abandonada.
El contenido de agua en el petróleo puede variar desde 0% hasta casi 100%. El agua contenida en el
petróleo puede estar en forma de :
•
•
•
Agua libre
Agua disuelta
Agua emulsionada
Según sea la forma en que se encuentre, el agua podrá ser fácilmente separada, o no podrá ser separada
en absoluto.
2.1. Agua libre
Si el contenido de agua libre en la corriente de petróleo es lo suficientemente elevado, el petróleo dejará de
ser la fase continua para transformarse en la fase dispersa. En este caso, el agua pasa a ser la fase
continua.
El contenido de agua en el petróleo necesario para que el agua sea la fase continua se denomina punto de
inversión. Es usual que esto ocurra cuando el porcentaje de agua en el petróleo es superior a 50-70%,
pero también puede ocurrir por debajo de esos valores.
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El agua libre contenida en petróleo se elimina a través del proceso de deshidratación.
Flujo bifásico de petróleo y agua
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2.2. Agua disuelta
En las etapas de tratamiento del petróleo que requieren altas temperaturas, existirá mayor contenido de
agua disuelta. Esto es así porque la solubilidad del agua aumenta con la temperatura.
El agua disuelta en petróleo está en pequeñas cantidades y no puede ser separada por los tratamientos
usuales de deshidratación. Por eficiente que sea el proceso de deshidratación, no podrá reducir el contenido
de agua por debajo del valor de la solubilidad.
El agua disuelta en el petróleo no representa un problema porque está presente en niveles bastante bajos y
no constituye un impedimento para alcanzar los valores especificados.
Ahora bien, cuando el agua contiene sales disueltas, esto puede significar un problema de difícil solución,
no por el contenido de agua, sino por el contenido de sales. (El proceso de separación de sales se analizará
más adelante.)
2.3. Agua emulsionada
La emulsión se forma cuando una de las fases, petróleo o agua, se encuentra en la otra en forma de una
dispersión de gotas de pequeño tamaño.
Durante la producción, los fluidos son sometidos a movimientos que producen la dispersión de las fases y
favorecen la formación de las emulsiones.
Dependiendo de las cantidades relativas de petróleo y agua, la emulsión puede ser:
De agua en petróleo
De petróleo en agua
o
Estándard
Inversa
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El agua emulsionada se separa a través del proceso de deshidratación.
Representación gráfica de distintas emulsiones
3. La deshidratación del petróleo
El proceso de deshidratación del petróleo consiste en la remoción del agua libre y emulsionada.
Este proceso se basa en la diferencia de densidades del petróleo y el agua. Cuando se deja el fluido en
reposo, la diferencia de densidad hace que se produzca la separación; al ser más pesada que el petróleo, el
agua va hacia abajo y éste, al ser más liviano, va hacia arriba.
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La diferencia de densidades es un método que se usa desde hace mucho tiempo. El petróleo contaminado
se almacenaba en un tanque o pileta y se lo dejaba estacionado por algún tiempo, dejando que la gravedad
hiciera su trabajo.
Sin embargo, cuando las emulsiones eran estables, la separación era muy lenta por lo que la permanencia
del producto en el recipiente se hacia muy extensa y aun así, no se lograba la deshidratación deseada.
Los volúmenes que se mueven en la producción actual hacen inconveniente este método de separación en
proceso discontinuo, es decir, parando el proceso para dejar en reposo el petróleo. Por eso se
desarrollaron separadores que actúan en línea, en un proceso continuo.
La separación en proceso continuo también se basa en la diferencia de densidad, pero los separadores se
diseñan para mantener un adecuado tiempo de residencia.
El tiempo de residencia es el lapso de tiempo que transcurre entre que una gota entra y sale del recipiente.
A mayores tiempos de residencia, mayores volúmenes de los separadores. En consecuencia los
separadores se dimensionan para un tiempo de residencia mínimo compatible con la separación deseada, a
los efectos de minimizar el costo del equipo.
4. El tratamiento de las emulsiones
Para lograr la separación del agua emulsionada, es necesario realizar un cálculo que mide la velocidad de
la caída de la gota. La velocidad de caída de una gota en un medio continuo liviano y quieto se obtiene por
aplicación de la ecuación de Stokes.
Según esta ecuación, la velocidad de caída es directamente proporcional a la aceleración de la gravedad, a
la viscosidad del medio continuo, a la diferencia de densidades y al cuadrado del diámetro de la gota.
Es importante la velocidad de la gota porque a:
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Mayor velocidad de caída
Menor tiempo de residencia
Menor volumen del
separador
Mayor eficiencia de
separación
4.1. Variables que influyen en la velocidad de la decantación
La ecuación de Stokes nos indica que la velocidad de caída depende de la aceleración de la gravedad, la
diferencia de densidades, la viscosidad del medio y el tamaño de la gota.
Analicemos esto en profundidad.
4.1.1. La aceleración de la gravedad
En la mayoría de los separadores se utiliza la aceleración de la gravedad terrestre. Pero en casos muy raros
de petróleos bituminosos es necesario usar máquinas centrífugas que aumenten la velocidad de la gota.
Una vez resuelto el tema de la aceleración de la gravedad, quedan dos variables sobre las que podemos
actuar para mejorar la velocidad de decantación: el tamaño de la gota y la viscosidad del medio continuo.
4.1.2. El tamaño de la gota: la estabilidad de las emulsiones
Todos los fenómenos en la naturaleza tienden a estados de menor energía libre. Por ejemplo una pelota
que rueda lo hace hacia abajo y nunca hacia arriba, buscando un menor nivel de energía libre.
En el mismo sentido, las gotas de agua tenderán a unirse formando menos gotas pero más grandes porque
de ese modo estarán en un estado de menor energía libre. Este mecanismo se denomina coalescencia.
Según la ecuación de Stokes, las gotas al coalescer, deberían aceleran su decantación por la diferencia de
densidad. Sin embargo, en la práctica esto no ocurre en el caso del agua emulsionada. Por el contrario, las
emulsiones son muy difíciles de separar.
¿Por qué no se cumple la ecuación de Stokes en el caso del agua emulsionada? No se cumple porque las
emulsiones están estabilizadas. Una emulsión está estabilizada cuando por alguna razón las gotas de
agua están inhibidas de coalescer.
Se ha determinado que la existencia de cargas eléctricas y agentes emulsionantes en la superficie de las
gotas impiden que éstas se pongan en contacto. Si no se ponen en contacto, no crecen en tamaño. Por eso
no decantan y se mantienen suspendidas. La suspensión de las gotas da estabilidad a las emulsiones, más
allá de la ecuación de Stokes.
Por esta razón, para lograr una adecuada deshidratación del petróleo, es necesario desestabilizar las
emulsiones para que las gotas puedan coalescer y decantar.
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4.2. Procedimientos desemulsionantes
Decíamos que es necesario desestabilizar las emulsiones para que puedan coalescer y decantar y
separarse del petróleo. Existen diferentes procedimientos para desestabilizar las emulsiones.
Haga clic en el recuadro correspondiente para acceder a la explicación de cada uno de los procedimientos
desemulsionantes.
Procedimientos
desemulsionantes
Calor
Agentes
químicos
Régimen del flujo
Superficies
coalescentes
Campos
electrostáticos
Calor:
El calentamiento del petróleo disminuye su viscosidad. Esto acelera la caída de la gota y reduce el tiempo
de residencia necesario.
El aporte de calor es el método más usado para acelerar la decantación del agua libre. No obstante,
presenta el inconveniente del costo del combustible y la pérdida de algunos hidrocarburos livianos que se
volatilizan durante el calentamiento.
Agentes químicos:
Existe una variedad de productos químicos que actúan como desemulsionantes. Se debe seleccionar el
más adecuado para el tipo de petróleo en cuestión. La selección y aplicación del desemulsionante es un
proceso muy delicado que requiere la participación de un químico experto.
El desemulsionante debe ser inyectado aguas arriba de la etapa de separación para que tenga tiempo de
actuar. Controlando la temperatura y la agitación se favorece el contacto entre el desemulsionante y la
superficie de la gota.
Régimen del flujo:
Para la separación de las fases es importante una distribución uniforme del flujo a través de la sección del
separador, evitando turbulencias. Se debe asegurar que la corriente que ingresa al separador esté
parejamente distribuida de modo que el tiempo de residencia sea aproximadamente el mismo para cada
elemento.
Superficies coalescentes:
Algunos equipos contienen elementos coalescedores a través de los cuales circula el petróleo. Estos
elementos están diseñados de tal modo que las gotas de agua chocan con la superficie y colisionan con
otras gotas. La superficie del elemento, que es absorbente, retiene las gotas de agua que se van formando
hasta que la gota aumenta su tamaño y decanta.
Campos electrostáticos:
El uso de campos electrostáticos es uno de los métodos más conocidos y aplicados en el tratamiento del
petróleo. Un campo eléctrico actúa como un imán: las moléculas en el interior de la gota se orientan de
acuerdo con la polaridad del campo y se deforman. Las gotas cercanas, cargadas eléctricamente, se atraen
por sus polos de signo opuesto. Esta atracción provoca su colisión y, por lo tanto, el aumento de tamaño.
De esta forma, luego de varias colisiones, la gota adquiere el tamaño suficiente para decantar.
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5. Equipos para la deshidratación del petróleo
El primer paso para deshidratar el petróleo consiste en calentar la corriente de petróleo ya que, como
hemos visto, el calor contribuye a la separación de fases.
Cuando el contenido de agua es muy alto, no es conveniente calentar la corriente porque el calor necesario
para calentar el agua contenida en el petróleo, es más del doble del necesario para calentar un volumen
equivalente de petróleo. Por ese motivo, es conveniente separar primero el agua libre.
Los equipos que se utilizan para separar el agua libre son:
•
•
•
•
El tanque cortador
El FWKO (Free Water Knock Out Drum)
Los tratadores horizontales de petróleo
Los tratadores electrostáticos de petróleo
A continuación analizaremos cada uno de estos equipos.
•
El tanque cortador
Para completar la separación del grueso del agua libre se utiliza un tanque tipo API provisto de internos
especialmente diseñados que evitan turbulencias y/o puenteo entre las conexiones de entrada y salida.
•
FWKO (Free Water Knock Out Drum)
El FWKO se usa para separar el grueso del agua libre. Es un separador trifásico diseñado para un bajo
caudal de gas GOR (Gas to Oil Ratio) y un elevado tiempo de residencia de las fases líquidas. Por esta
razón, se utiliza cuando los caudales de agua y petróleo son grandes.
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Las fases separadas continúan sus tratamientos específicos hasta niveles aceptables de contaminación de
cada componente en el otro.
•
Tratadores horizontales de petróleo
En estos equipos se separa el agua emulsionada por efecto del calor y de superficies de contacto. Pueden
separar también el agua libre, pero solo cuando se encuentra en volúmenes reducidos.
Tienen dos secciones, la primera para calentamiento y la segunda, para coalescencia. En la sección de
calentamiento se encuentran el o los tubos de fuego con su sistema de combustión y chimenea. La sección
de coalescencia puede contener un relleno coalescente de alta eficiencia, un lecho de viruta de madera o
puede estar vacía. Cada tipo de tratador encuentra su aplicación ideal en diferentes circunstancias.
Como se instalan aguas abajo de los separadores primarios, el contenido de gas a separar en estos
equipos es muy pequeño.
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•
Tratadores electrostáticos de petróleo
Los tratadores electrostáticos tienen un sector de calentamiento semejante al de los tratadores
convencionales. En el sector de coalescencia cuentan con dos grillas metálicas conectadas a una fuente de
energía eléctrica de muy alto potencial. Allí se genera el campo eléctrico que provoca la coalescencia y
decantación de las gotas de agua.
La emulsión ingresa por el fondo del recipiente, por encima de la fase acuosa. En su camino hacia la salida,
atraviesa el campo eléctrico a través de las dos grillas. Allí se separa claramente la fase más liviana de
petróleo, que sale del equipo por la parte superior.
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6. La contaminación del petróleo con sales
El contenido de sal en petróleo esta limitado a un máximo de 10-25 PTB (lb de sal seca/1.000 barriles de
petróleo crudo) a la salida de la planta de tratamiento. En refinerías el contenido máximo se reduce a 0.5-3
PTB.
La contaminación de sales en el petróleo se da de dos maneras:
•
•
Una contaminación de salmuera: las sales contaminantes son insolubles en el petróleo pero muy
solubles en agua.
Partículas de sal sólida en suspensión.
El contenido de sales disueltas en agua se separa a través de la deshidratación del agua. Pero si no se
puede reducir el contenido de sal después de la deshidratación, puede ocurrir que el agua remanente,
disuelta o emulsionada, se convierta en una salmuera concentrada. En ese caso, hay que diluir la salmuera
inyectando agua dulce aguas arriba del desalador.
Veamos cómo funcionan los equipos desaladores.
6.1. Equipos desaladores
El desalador es de tipo electrostático y requiere una fuente de agua dulce. El agua dulce se mezcla
intensamente con la corriente de petróleo a través de un difusor o un mezclador estático seguido de una
válvula mezcladora.
Analicemos el funcionamiento del desalador:
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1. Se mezcla el petróleo con agua dulce en el mezclador estático.
2. La corriente de petróleo que contiene salmuera diluida se alimenta al desalador electrostático. En el
sector de coalescencia, se genera el campo eléctrico que provoca la coalescencia y decantación de las
gotas de agua por el fenómeno ya descripto.
3. El agua separada por el fondo contiene las sales que junto con el agua, son eliminadas del sistema.
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En el cuadro que sigue se representa esquemáticamente una síntesis de los contenidos de la unidad.
Separación primaria
Gas
Agua
Petróleo
Tratamiento del petróleo
Remoción de contaminantes
Agua
Agua disuelta
No se separa
Sales
Agua libre
Agua emulsionada
Salmuera
Deshidratación
Desestabilización de las
emulsiones
Decantación
por diferencia
de densidad
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Equipos desaladores