chemical process in oil. atlantic international university

7/29/2019 Chemical Process in Oil. Atlantic International University

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JUAN SEBASTIN OTLORA VARGAS

UD18229SCH26062

AIU CURRICULUM DESINGCHEMICAL PROCESS IN OIL

Students ProfileMy Life in Buenos Aires, Argentina

ATLANTIC INTERNATIONAL UNIVERSITYHONOLULU, HAWAI

WINTER 2012


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INDICE

1. INTRODUCCIN...4

2. DESCRIPCIN Y ANLISIS GENERAL....42.1 Emulsiones......42.1.1 Definiciones y Abreviaturas..42.1.2 Formacin de Emulsiones..42.1.3 Agentes Emulsionantes...62.1.4 Tipos de Emulsin...72.1.5 Estabilidad de las Emulsiones..82.1.6 Envejecimiento de Emulsiones..92.2 Equipos de Separacin del Gas...112.3 Separacin Primaria de Agua y Equipos de Deshidratacin.122.3.1 Optimizacin de Procesos de Deshidratacin.

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2.3.2 Desemulsionantes...152.3.2.1. Desemulsificacin...152.3.2.2 Floculacin...152.3.2.3 Coalescencia o Coagulacin.....162.3.2.4 Humectacin de Slidos..172.3.2.5 Sinergismo.182.3.2.6 Aplicaciones en Baja Temperatura..183. ACTUALIZACIN, DISCUSIN Y RECOMENDACIN...193.1. Metodologa para Seleccin y Control de Calidad de Qumicos.193.1.1 Control de Calidad de las Partidas de Productos Qumicos.20

3.1.2 Control de calidad de productos qumicos....203.1.3 Estndares de Seleccin y Control de Calidad de Productos Qumicos..203.2 Tratamiento de Agua de Produccin..223.2.1 Slidos Suspendidos...233.2.2 Microorganismos............................................... .253.2.3 Gases Disueltos..263.2.3.1 Eliminacin mecnica de Gases Disueltos en Agua..263.2.3.2 Opciones para Eliminacin de Gases Disueltos.....263.2.3.3 Esquema torre de stripping ..263.2.3.4 Eliminacin Qumica del Oxigeno Disuelto.28

3.2.3.5 Slidos Disueltos..283.3 Tecnologas en Tratamiento..283.3.1 Teora Bsica de Separacin.283.3.2 Tecnologas de Tratamiento de Aguas de Produccin293.3.3 Criterios de Seleccin de Tecnologas para Aguas de Produccin..293.3.4 Eliminacin de Petrleo de Agua de Inyeccin. .303.3.5 Eliminacin Gravitacional de Slidos Suspendidos313.3.6 Separacin de Petrleo Residual del Agua de Produccin..313.3.6.1 Tecnologas de Separacin de Restos de Petrleo en Agua. .31


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3.3.6.1.1 Desnatadores API.323.3.6.1.2 Separacin Gravitacional en Tanques...323.3.6.1.3 Coalescedores de Placas....333.3.6.1.4 Interceptor de Placas.343.3.6.1.5 Unidades de Flotacin Wemcos...353.3.6.1.6 Hidrociclones..363.3.6.1.7 Centrifuga ..........................373.3.7 Eliminacin de Slidos por Filtracin..373.3.7.1 Tipos de Filtros373.3.7.1.1 Filtro de Cascara de Nuez..373.3.7.1.2 Filtro de Arena, Granate y Antracita..383.3.7.1.3 Filtros Cartuchos..393.3.8 Tecnologas ms utilizadas....403.3.8.1 Esquema tpico del Proceso de Aguas de Produccin. .403.3.8.2 Productos Qumicos para Tratamiento de Aguas de Produccin...41

4. CONCLUSIONES.....425. BIBLIOGRAFIA...42


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1. INTRODUCCIN.La materia a desarrollar es Chemical Process in Oil, el mismo tiene los siguientes objetivos:

Identificar cules son los Procesos qumicos que se presentan en instalaciones de superficie y enPlantas de petrleo y Agua.

Desarrollo de los Procesos en las diferentes operaciones unitarias de las Plantas de Petrleo yAgua.

2. DESCRIPCIN Y ANLISIS GENERAL.2.1 Emulsiones.

2.1.1 Definiciones y Abreviaturas.

API: Gravedad API del crudo. API: American Petroleum Institute. BS&W: Contenido de agua y sedimentos bsicos. Incluye el agua, el sedimento y la emulsin

libres y se mide como porcentaje de la corriente de produccin.

Hidroflico: Con aptitud para absorber agua. Hidrofbico: Que no tiene atraccin ni afinidad con el agua. HLB: Equilibrio lipoflico-hidroflico. l/d: Litros/da. Lipoflico: Que tiene atraccin hacia molculas de carcter hidrofbico. m3/d: Metros cbicos por da. N: Nitrgeno. O: Oxgeno. O/W: Relacin petrleo/agua. Ppm: Partes por milln, peso a peso. S: Azufre. Slop Oil: Crudo sucio con emulsin pesada y/o envejecida que requiere tratamiento por

separado.

W/O: Relacin agua/petrleo.2.1.2 Formacin de Emulsiones.

Emulsin se define como una mezcla de dos lquidos inmiscibles, uno permanece disperso en el otro enforma de gotas.

Las gotas fase interna y el lquido fase externa. Los emulsionantes separan las gotas de la fase continua.Las emulsiones que se forman en el campo, son de agua en petrleo pueden formase emulsionesinversas de petrleo en agua.


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La emulsin normal, tiene bsicamente tres componentes:

Agua (fase dispersa o fase interna). Petrleo (fase externa o fase continua). Agente emulsionante (estabilizante de la dispersin). Aparte de estos tres componentes, deben estar presentes tambin las siguientes condiciones: Los dos lquidos deben ser insolubles e inmiscibles. Debe existir suficiente agitacin para dispersar el agua como gotas en el petrleo.

Los dos lquidos insolubles, la salmuera y el petrleo, estn naturalmente presentes y la agitacin existeen los sistemas de produccin, debido al transporte de la mezcla lquida a travs de los tubos capilaresde la formacin y a travs de la tubera de produccin, incluyendo altas fricciones en las bombas, querompen el agua en gotas pequeas.

Sin embargo, el agua pura y el petrleo puro nunca formarn una emulsin por ms agitacin que seaplique. Estos dos lquidos se repelen intensamente y por lo tanto, si estn confinados en un mismocontenedor, rpidamente encontrarn un estado en el que se obtiene el menor contacto y/o menor reade interfase.

Una gota de agua en una fase de petrleo, toma la forma que le otorga la menor rea superficial, esdecir, una esfera. La gota de agua se contrae para reducir su tamao y por lo tanto su superficie; lamedida de esta fuerza de contraccin de la gota es llamada tensin superficial.

Las gotas de agua se unen entre s formando gotas ms grandes, con menor rea superficial que la sumade las reas superficiales individuales de las gotas ms pequeas.

Fig 2.1: Tensin Superficial


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Fig 2.2: Ejemplos de Tensin Superficial

2.1.3 Agentes Emulsionantes.

Para generar una emulsin estable, los agentes emulsionantes slo necesitan estar presentes encantidades de ppm. (400). Estos agentes vienen de la fase petrleo y de la fase acuosa como es el casode incrustaciones o subproductos de la corrosin.

Los emulsionantes del petrleo incluyen resinas, arcillas, sedimentos, asfaltenos u otras molculasorgnicas complejas que generalmente son productos aromticos condensados que contienen cadenassaturadas del carbn, productos naftnicos y a veces heterotomos (O, N, S).


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Los productos inorgnicos tales como sulfatos o carbonatos provenientes de las incrustaciones puedentambin estabilizar una emulsin. Sulfuro de hierro y productos bacterianos tambin.

Todos estos agentes emulsionantes tienen una caracterstica comn y es que son esencialmente

insolubles en agua y petrleo y se concentran en la interfase agua-petrleo debido a su carcterhidrofbico con algn carcter hidroflico limitado.

El emulsionante es un agente con superficie activa, el cual altera las caractersticas de la interfase agua-petrleo, donde se concentra y forma una barrera fsica a la unin de las gotas de agua, mantenindolasflotando en el petrleo.

Las tres principales acciones de un agente emulsionante son:

Reduce la tensin superficial.

Genera una barrera fsica. Mantiene las gotas de agua en suspensin.

2.1.4 Tipos de Emulsin.

El tipo de emulsin que se encuentra generalmente en el campo se compone de gotas de salmuerasuspendidas en petrleo crudo. Se llama una emulsin de tipo regular o agua en petrleo, donde el

petrleo es la fase contnua.

En algunos pocos casos, aparecen emulsiones del tipo inverso o petrleo en agua donde la fase

contnua es el agua (bba electro). Ambos tipos de emulsin pueden estar presentes en un mismosistema.

Las condiciones necesarias para la formacin de una emulsin inversa, incluyen:

Porcentaje elevado de agua.

Bajo contenido de sales en agua.

Agente emulsionante presente en la fase acuosa.

Las cargas elctricas juegan un rol importante en la estabilizacin de la emulsin petrleo en agua.

Estas cargas pueden solamente mantenerse en aguas de baja conductividad, es decir con bajo contenido

de sales. Con un incremento en el contenido de sales, este tipo de emulsin se torna menos estable.

El contenido de agua de los lquidos que vienen de un pozo de petrleo aumenta gradualmente durantela vida productiva del campo petrolfero y an cuando el porcentaje de agua excede el 70 %, se forma laemulsin agua en petrleo, pero ahora sta contiene agua libre que se separa rpidamente. La razn

por la que este tipo de emulsin no se invierte con el contenido de agua creciente se relacionaprobablemente con el agente emulsionante que es insoluble en agua (SxFe2) as como tambin con elnivel de agitacin presente en el sistema.


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Los tipos normales de agentes emulsionantes encontrados en estos sistemas son molculas complejas.Pueden ser solubles en el petrleo pero tienen bastante hidrofilicidad.

2.1.5 Estabilidad de las Emulsiones.

La estabilidad de las emulsiones agua en petrleo es causada por la formacin de una barrera fsicaalrededor de la gota del agua, que previene el acercamiento y la fusin con otras gotas.

El tamao de las gotas dispersas es una medida de la estabilidad de la emulsin y generalmente quedadeterminado por el tipo y severidad de la agitacin. Las emulsiones estables contienen todos lostamaos de gotas pero el porcentaje de gotas grandes es muy pequeo.

La presencia de slidos en la interfase puede estabilizar una emulsin (Fig. 3). Estos slidos pueden venirde las fuentes tales como el petrleo crudo (cera, parafina), los subproductos de la corrosin (sulfuro

ferroso), incrustaciones (sulfatos, carbonatos) o los residuos de las bacterias.

La tensin superficial, la temperatura, las cargas elctricas son propiedades y particularidades quetambin estabilizan emulsiones. pH, tiempos de inmovilidad, diferencia de densidad tambin.

Fig 2.3: Interfase Agua - Petrleo

El tamao de la gota de agua tambin desempea un papel en la estabilidad de la emulsin. Segn la leyde Stokes, el ndice de cada de la gota de agua se relaciona con el cuadrado de su dimetro. As cuanto

ms grande es la gota, menos estable la emulsin.

En general, la estabilidad de una emulsin estar determinada por las siguientes variables:

Viscosidad del petrleo.

Agitacin.

Tiempo.

Fuerza del agente emulsionante.


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La viscosidad de la fase externa o fase petrleo juega un rol dual. En un petrleo de alta viscosidad (altaresistencia al flujo), una determinada agitacin no romper la fase acuosa en gotas tan numerosas ofinas como en el caso de un petrleo de baja viscosidad. Por otro lado, el petrleo de alta viscosidad escapaz de mantener grandes gotas de agua dispersas en suspensin con alta resistencia a la decantacin.

Los crudos ms pesados retardan el movimiento de las partculas emulsionantes a la interfase. Puededecirse, en forma general, que los crudos de alta viscosidad forman emulsiones menos estables entrmino de gran cantidad de gotas pequeas pero que en contraste resultan muy difciles de resolver.

El tipo y las caractersticas del agente emulsionante, afectar drsticamente la estabilidad de unaemulsin. Hay una variacin considerable en la actividad relativa de estos agentes bajo diferentescondiciones. Esta actividad est relacionada con dos funciones generales: velocidad de migracin a lainterfase y performance en la interfase.

Cuando el agua y el petrleo se mezclan, el agente emulsionante se distribuir primeramente a travsdel petrleo y la emulsin ser relativamente inestable. Con el tiempo, el agente migra a la interfaseagua-petrleo debido a sus caractersticas de superficie activa, esta migracin produce un film espeso yduro alrededor de la gota, resultando en una emulsin nueva o fresca. Como los componentes de losagentes emulsionantes tienen distintas propiedades, el tiempo requerido para la migracin variar deemulsin en emulsin.

Fig 2.4: Determinacin de Agua, Sedimentos y Slidos

2.1.6 Envejecimiento de Emulsiones.

Las emulsiones envejecern si estn en reposo por un tiempo, esto significa que las caractersticas y laspropiedades fundamentales de la emulsin cambiarn.


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Este envejecimiento es causado por varios factores:

Oxidacin de los productos qumicos en el petrleo que generan surfactantes nuevos o cambianlas caractersticas de los surfactantes existentes; luego se mueven a la superficie de la gota deagua y afectan la barrera. La presencia del tomo de oxgeno en la molcula puede causarestabilidad de la emulsin va la vinculacin del hidrgeno.

La barrera del surfactante alrededor de la gota de agua se puede reforzar por la adsorcin deotros productos qumicos.

El efecto del envejecimiento de las emulsiones sobre la desemulsificacin de una muestra de petrleovariar, desde necesitar una cantidad importante de desemulsionante para romper la emulsin hastarequerir de un producto qumico totalmente diverso para desemulsionar con eficacia.

El envejecimiento de las muestras de petrleo es un tema discutido en la industria. El mejor consejo esevitar muestras envejecidas, pues los resultados obtenidos de estas muestras no son confiables.

Las emulsiones se forman en el proceso de produccin del pozo y en las instalaciones de superficiedebido al cizallamiento, por lo que es recomendable eliminar la turbulencia y remover el agua del crudolo ms pronto posible. Algunos recomiendan inyectar el surfactante a fondo de pozo para prevenir laformacin de la emulsin. Las recomendaciones anteriores no siempre son posibles lograrlas, por lo queen muchos casos es necesario prepararse para el rompimiento de la emulsin inevitablemente formada.

La mejor forma de deshidratar es evitar que se produzca la emulsin o por lo menos reducir al mximolas condiciones que favorezcan la emulsificacin, a saber la produccin conjunta de varios fluidos y laagitacin.Actualmente, el 90 % de las tcnicas utilizadas para la extraccin de petrleo crudo generan o agravanlos problemas de emulsin. Los qumicos usados en las fracturas de la formacin, estimulaciones depozos, inhibicin de corrosin, etc., frecuentemente causan problemas de emulsin muy severos, por loque existen tambin mtodos para romperlas, tales como el calentamiento, aditivos qumicos,tratamiento elctrico y asentamiento.

En los casos de bajo contenido de agua (< 10%) resulta ventajoso aadir agua en fondo de pozo antesque se produzca la emulsin porque as la emulsin formada ser menos estable (el tamao de gotasaumenta y se favorece la coalescencia).


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Fig 2.5: Puntos donde se forman Emulsiones en el Sistema de Petrleo

2.2 Equipos de Separacin del Gas.

Entre los equipos que se utilizan para separacin de Gas/liquido tenemos los siguientes:

Fig 2.6: Separador de Gas/Liquido


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Fig 2.7: Separador Horizontal Desgasificador

2.3 Separacin Primaria de Agua y Equipos de Deshidratacin.

2.3.1 Optimizacin de Procesos de Deshidratacin.Dentro de los equipos de Procesos tenemos los siguientes:

Tabla 2.1: Equipos de Procesos

Equipo Aplicacin Comentarios

Separadores FWKO Crudos con alto contenido en agua y defcil separacin. Rendimiento tpico:5-10 % agua crudos ligero (Sp Gv < .85)

10-20% agua crudos pesados

No se suele conseguir la especificacin,por la que se requiere equipos deseparacin adicionales aguas abajo

SeparadoresDeshidratadores

Crudos con bajo corte de agua (50-70%). Tpicamente se consigue un crudodeshidratado con un corte de agua de1-5%.

Se suelen ubicar aguas debajo de unseparador(s) FWKO.

Tratadores-calentadores

A considerar para tratar emulsionesdifciles o crudos muy viscosos.

Su seleccin se suele basar en criterioseconmicos frente a los equipos sinaporte de calor.

Tanques lavadores Crudos con alto corte de agua Los internos deben disearse

adecuadamente para evitarcanalizaciones internas del fluido.

Separadoreselectrostticos

A considerar cuando se requiere ungrado de deshidratacin muy alto(corte agua < < 0.5% vol.

Equipo ms sofisticado con potencialesproblemas de cortocircuito.


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Fig 2.8: FWKO


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Fig 2.9: Tanque Cortador

Fig 2.10: Tratamiento Trmico - Hornos

Fig 2.11: Deshidratador Electrosttico


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2.3.2 Desemulsionantes.

2.3.2.1. Desemulsificacin.

La desemulsificacin ocurre como una combinacin de factores: productos qumicos, equipos, tiempo deretencin y temperatura. El factor principal es probablemente el producto qumico, porque puede serformulado para suplir algunos de los otros elementos, por ejemplo cuando el tiempo de retencin escorto, como en las plataformas martimas, o cuando la temperatura de petrleo es baja, como en el casode tuberas debajo del agua o en climas fros.

Si bien la desemulsificacin sigue siendo uno de los procesos de los surfactantes menos comprendido, seacepta que la misma se realiza mediante un proceso de cuatro fases:

Fuerte atraccin a la interfase petrleo-agua.

Floculacin. Coalescencia.

Humectacin de slidos.

Los desemulsionantes son similares en naturaleza a los emulsionantes, son agentes que poseensuperficies activas con ciertas propiedades que los hacen efectivos en la interrupcin del efectoemulsionante. La accin ocurre en la interfase petrleo-agua tal que el desemulsionante debe llegarhasta all para hacer su trabajo. Cuanto ms rpido alcanza la interfase, mejor trabajo realizar.

Un buen desemulsionante debe tener la habilidad de migrar rpidamente a travs de la fase petrleo ytambin debe ser capaz de competir satisfactoriamente con los agentes emulsionantes para ubicarse enla interfase.

Una vez que el desemulsionante ha tomado una buena posicin en la interfase, proceder la siguienteetapa: floculacin.

2.3.2.2 Floculacin.

La floculacin se produce por la reunin de partculas similares, normalmente en un lquido; es unproceso reversible, por lo que la agitacin causar nuevamente la dispersin de las partculas. Lapresencia del desemulsionante en la interfase, con su carcter hidroflico relativamente grande

comparado al emulsionante que es principalmente hidrofbico, parece neutralizar la repulsin o la noagregacin de las gotas de agua entre s.

El desemulsionante promueve la formacin de los agregados de las gotas lo que se denominafloculacin. En el ensayo de botella, la floculacin se observa por el aspecto de la capa superior depetrleo limpio y constituye una informacin relacionada al funcionamiento de la base desemulsionante.


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La caracterstica del desemulsionante de producir la unin de gotas no interrumpe la continuidad delfilm emulsionante sino que se adiciona a l. Si el emulsionante tiene cierta debilidad, esta fuerza defloculacin puede ser suficiente para causar completa resolucin de la emulsin.

La floculacin ocurre fcilmente cuando el contenido de agua de la emulsin es alto, cuando latemperatura es alta y cuando el petrleo tiene una viscosidad baja. Si no ocurre la floculacin, las gotasde agua de una emulsin que se est rompiendo, son muy pequeas y la separacin del agua durardemasiado tiempo para ser prctica en la mayora de las operaciones de extraccin del petrleo.

2.3.2.3 Coalescencia o Coagulacin.

Un buen desemulsionante no slo debe ser capaz de flocular las partculas de agua sino tambin sercapaz de interrumpir el film que las rodea y permitir que las gotas se unan. Tal interrupcin remueve lasbarreras o abre las puertas, las partculas estn todas prximas debido a la floculacin y el proceso

resulta en un rpido crecimiento del tamao de la gota de agua y una rpida separacin de agua.

La coalescencia es el debilitamiento y ruptura de la capa que estabiliza la emulsin seguida por lacombinacin de las gotas de agua para formar las gotas grandes que bajan rpidamente a travs delpetrleo. El desemulsionante que se fij por adsorcin sobre la superficie de la capa de barrera, puededebilitar la interfase en un rea particular, absorbiendo el emulsionante original. Esto puede explicarporqu algunos desenmulsionantes necesitan adiciones mltiples en el sistema de tratamiento; esdebido a que se saturan con los emulsionantes en el petrleo. El desemulsionante puede tambinincorporarse a la interfase substituyendo, no absorbiendo, el emulsionante mas hidrofbico, que puedeser solubilizado o dispersado en la fase petrleo. Al desaparecer este agente, que estabiliza la emulsin,es posible que las gotas de agua se combinen y luego se separen rpidamente como gotas ms grandes.

Si el agente que se estabiliza es un slido, el desemulsionante puede fijarse por adsorcin sobre susuperficie y lo lleva a ser hidroflico y as eliminarlo de la interfase, movindose a la fase acuosa. Por estarazn, los surfactantes aninicos se utilizan a veces como agentes humectantes en mezclasdesemulsionantes. Los estudios han demostrado que puede ocurrir que se enturbie y rompa la capa quese estabiliza. La estabilidad de pelculas finas se relaciona con su resistencia a la dilatacin y la formacinde los gradientes superficiales. Una pelcula elstica sera ms estable que una de elasticidad baja.

Fig 2.12: Etapas


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2.3.2.4 Humectacin de Slidos.

En la mayora de los crudos, existen algunos slidos como arcilla, sedimentos, lodo de perforacin,parafinas, etc., que complican el proceso de desemulsificacin porque los mismos tienden a agruparse

en la interfase y contribuyen significativamente a la estabilidad de la emulsin.

A menudo, tales slidos constituyen el material estabilizante primario y su remocin es necesaria paraalcanzar un tratamiento satisfactorio. Para removerlos de la interfase, estos slidos pueden serdispersados en el petrleo o ser humectados con agua y pasar a esta fase. Si los slidos son dispersadosen el petrleo, permanecern como un contaminante en el mismo.

Generalmente se prefiere remover los slidos con el agua. Parafina y otros slidos orgnicos constituyenuna excepcin, ya que stos pueden ser recuperados en el proceso de refinacin tal que es deseablemantenerlos dispersados en el petrleo para su transporte a la refinera.

El mismo tipo de accin se utiliza tanto para slidos humectados en agua o petrleo, slo el qumico ens mismo es diferente. En ambos casos, el qumico tiene una terminal que atrae con fuerza al slido yforma un recubrimiento sobre l. La otra terminal tiene una fuerte atraccin por el agua o el petrleo yllevar la partcula hacia una u otra fase. Es muy raro que una estructura qumica simple produzca lascuatro acciones primarias de un desemulsionante. Generalmente dos o ms estructuras se mezclan paraproducir un compuesto el cual otorga la combinacin necesaria de acciones.

Si bien es cierto que relativamente pocos compuestos son capaces de tratar casi todas las emulsionesencontradas en los campos de petrleo, tomar bastante esfuerzo hacer un buen trabajo sobre cada unade la gran variedad de emulsiones producidas.

En formaciones que contienen aguas con alta concentracin salina, puede ser necesario lavar el crudocon agua de bajo contenido salino. Mientras el desemulsionante puede ser muy efectivo en todos losaspectos antes mencionados, cantidades mnimas o an trazas de agua pueden contener suficientescloruros como para exceder el mximo contenido salino permisible de crudo deshidratado.

La eficiencia de remocin de sales durante la etapa de lavado depender de: La efectividad del desemulsionante.

La cantidad de agua de lavado utilizada.

El tipo de agua de lavado utilizada.

La eficiencia de mezclado. El contenido de agua antes y despus del lavado.

El desemulsionante debe ser efectivo en romper cualquier emulsin remanente en el crudo y en preveniro romper rpidamente cualquier emulsin cuando el agua adicionada pasa a travs de la vlvula demezclado con el crudo.


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La cantidad y tipo de agua de lavado tendr una relacin directa con la eficiencia del proceso dedesalado. Normalmente se utiliza 5 % de agua de lavado pero la cantidad ptima variar dependiendo dela salinidad inicial del crudo y del agua, de la eficiencia de mezclado y proceso de deshidratacin y de laespecificacin para el crudo.

Todava en la actualidad, el tema de cmo trabajan los desemulsionantes est abierto a nuevassugerencias y/o interpretaciones. Hay un gran nmero de fenmenos superficiales complejos que hacendifcil predecir el mejor producto qumico para alcanzar la desemulsificacin ptima.

2.3.2.5 Sinergismo.Una emulsin puede ser compleja y requerir de una variedad de desemulsionantes y mecanismos pararomperla.

No debe sorprender que un solo producto qumico no pueda resolver normalmente una emulsin en dos

fases: petrleo limpio y agua limpia. Normalmente un producto qumico puede realizarsatisfactoriamente solamente una funcin, tal como la floculacin, pero no la coagulacin o viceversa.

As, cuando dos productos qumicos con diversas capacidades de desempeo se ensayanindependientemente, el resultado individual de cada uno podra ser muy pobre. Sin embargo, cuando seprueban juntos, sus funcionamientos podran complementarse y dar una buena resolucin de laemulsin.

Esta determinacin del sinergismo entre diversas bases es una medida de la habilidad del operador querealiza el ensayo de la botella.

2.3.2.6 Aplicaciones en Baja Temperatura.

Si el petrleo que es tratado tiene baja temperatura, esto desalienta la floculacin y la fusin. Las bajastemperaturas causan un aumento en la viscosidad de la emulsin.

Para superar estas desventajas existen varias opciones:

Elegir un desemulsionante ms eficaz, evaluando las bases qumicas en el ensayo de la botella, ala temperatura ms baja.

Inyectar el desemulsionante en fondo de pozo para alcanzar un mayor tiempo de contacto a latemperatura mxima disponible en el sistema.

Agregar un calentador al sistema de tratamiento para elevar la temperatura y/o mejorar laaislacin de las tuberas.

De estas opciones, la ms fcil, econmica y confiable es posiblemente la primera. Esto exige un ensayode botella cuidadoso, basado en la temperatura ms baja encontrada en el sistema. El mejordesemulsionante ser el que pueda tratar la emulsin suficientemente fra, para facilitar el flujo de lamezcla fluida en la tubera.


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Fig 2.13: Kit de Qumicos y Bombas de dosificacin

3. ACTUALIZACIN, DISCUSIN Y RECOMENDACIN.3.1. Metodologa para Seleccin y Control de Calidad de Qumicos.

Para cada tipo de producto qumico se establecen:

Propiedades mnimas requeridas (solubilidad, pH, densidad, viscosidad, estabilidad trmicasuperior e inferior, eficiencia, compatibilidad con otros qumicos y con el medio ambiente, etc.).

Criterios utilizados para la aprobacin (performance mnima). Normas y/o ensayos de medicin que aplican para la seleccin. En base a las pruebas de laboratorio y/o campo, se define el volumen inicial de producto qumico

necesario para cada aplicacin, para cumplir con la eficiencia especificada. Estos valores podrnser incluidos en la propuesta tcnica.

Se calculan las dosis equivalentes de cada producto para lograr la eficiencia mnima especificada,para cada aplicacin.


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Se establece un protocolo de seleccin con los datos reportados Se establece un factor de eficiencia relativa Seleccin en base a performance tcnico-econmica Seleccin de productos considerando la performance tcnico - econmica Factor de eficiencia relativa: permite realizar una evaluacin econmica de los productos, en

condiciones de igualdad de eficiencia.

Para el clculo es necesario determinar la concentracin mnima efectiva de cada uno de losinhibidores para obtener una eficiencia de inhibicin especificada.

El producto que necesita menor dosis para lograr la eficiencia establecida, tendr factor = 1. Parael resto de los productos, los factores se obtienen determinando las relaciones de dosis mnimas

efectivas

3.1.1 Control de Calidad de las Partidas de Productos Qumicos.

La muestra correspondiente al producto qumico seleccionado se caracterizar mediante la

determinacin de sus propiedades fsico-qumicas, que quedarn asociadas al mismo:

Tipo y contenido de materia activa Espectro Infrarrojo (huella digital del PQ) ndice de refraccin Materia activa no evaporable pH Densidad Solubilidad/dispersabilidad, tendencia a emulsionar Viscosidad Aspecto

3.1.2 Control de calidad de productos qumicos.

El producto seleccionado as caracterizado se tomar como patrn de comparacin. Las partidas sucesivas de producto qumico a utilizar en campo sern contrastadas con los valores

determinados para el patrn.

La implementacin de un programa de control de calidad asegurar que los qumicos utilizadosen campo tengan consistencia con los que fueron testeados y seleccionados.

3.1.3 Estndares de Seleccin y Control de Calidad de Productos Qumicos.

Inhibidores de corrosin Inhibidores de incrustacin Bactericidas Desemulsionantes Secuestrantes de oxgeno Reductores de friccin


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Inhibidores, dispersantes y solventes de parafinas Secuestrantes de H2S

Fig 3.1: Planta con Puntos de Dosificacin de Qumicos

Tabla 3.1: Informacin de Qumicos en PlantaTratamiento Tipo de PQ Denominacin

ComercialPunto dedosificaci

n

Sistema deDosificaci

n

Concentracin [ppm]

Dosificacin[l/da]

Desemulsionante

Soluble enHidrocarburo

DBN5682 Entradaa PTC

Continua 20 21

Inhibidor deParafinas

Solventeformulado

IPB71 Entradaa PTC

Continua 85 90

Inhibidor deIncrustaciones

Fosfatosorgnicos

IC890 Entradaa PTC

Continua 10 5

Bactericida Oxidantequmico

BX225 Entrad aFW.KO

Continua 20 9

Inhibidor deCorrosin

Orgniconitrogenado,soluble H2O

CY802 CabeceraAcueduc

to

Continua 40 18

TK Despacho TK Lavador TK

Desemulsionante

DBN5682

Inhibidor de

Paraf inas

IPB71

Bactericida

BX225

Inhibidor de

Corrosin

CY802

Inhibidor de

Incrustaciones

IC890


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3.2 Tratamiento de Agua de Produccin.

En el caso de tratamiento de agua de produccin, los mismos contienen bacterias con distintos tipos decomportamiento, para los cuales se utilizan los biocidas con el fin de eliminar y controlar el crecimiento

bacteriano.

Los biocidas deben seleccionarse de acuerdo al siguiente criterio:

Eficiencia: Debe tener habilidad para matar bacterias planctnicas y ssiles, para ello debe requerirseuna mnima concentracin y tiempo de contacto.

Economa: Sobre la base costo/litro y costo/m2 y costo/ao.

Seguridad en el manejo: Compatibilidad con los fluidos del sistema: Solubilidad, coeficiente de particin,

pH, presencia de H2S, dureza, temperatura, iones metlicos y sulfatos, STD.

Compatibilidad con otros qumicos: Secuestrantes de oxgeno, inhibidores de corrosin e incrustaciones,desemulsionantes, etc.

Manipuleo: Corrosividad sobre metales y elastmeros, estabilidad trmica y punto de congelacin.

Los tipos de biocidas ms empleados en el tratamiento de aguas de inyeccin y las ventajas ydesventajas de su uso se describen en la Tabla 4.

Tabla 3.2: Tcnicas de Monitoreo Bacteriano

Tipos Ventajas Desventajas

1.- Oxidantes Activos en amplio espectro,econmicos cloro .

Inefectivos en biofilms

Cloro - Bromo

Dixido de Cloro Sensible al pH, buen oxidante de Txicos y costosos

Biomasa, tolera materia orgnica,

hierro.

2.- No OxidantesAldehdos Activos en amplio espectro, Se des activa con aminasGlutaraldehido sulfuros, no inico = compatible, primarias y secuestrantes de

(pentanodio 1) STD y dureza. Oxigeno.

Acrolena Amplio espectro, penetra Difcil manipuleo. Reactivo

(2 propena1) disuelve sulfuroso c/sec. Oxgeno. Altamente

txico.


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Aminas Amplio espectro, persistencia, Inactividad por aguas

Cuaternarias propiedades surfactantes. Salinas, espuman.

Aminas Amplio espectro, algo inhibidores, Incompatibles e/prod.

Diaminas efectivos sulfuros, surfactantes. aninicos, sensible altas STDCompuestos deAzufreIsotiazolona Amplio espectro, compatible agua Incompatibles con

buena actividad antissil.Sulfuros.

Carbamatos Efectivos c/SRB Requieren altas

concentracionesReaccionan e/metales

Sales de Fosfonio Amplio espectro, baja toxicidad,

Cuaternarias no afectado por S=.

El tratamiento de aguas involucra el monitoreo de ciertos parmetros operativos, muchos de los cualesson anlisis del agua vinculados con la eficiencia de los productos qumicos de tratamiento.

Algunos anlisis pueden ser efectuados con mtodos porttiles y otros, como el caso que trataremospueden presentar un espectro muy grande de posibilidades.

3.2.1 Slidos Suspendidos.

Representan el factor clave en la reduccin gradual de inyectividad de los pozos.

Los slidos suspendidos comunes en aguas de produccin son de dos tipos

Orgnicos: originados en algas y bacterias. Inorgnicos: constituidos por pequeas partculas de arcillas o arenas y los derivados de

precipitacin de incrustaciones, sulfuros de hierro o productos de corrosin.

La severidad del taponamiento y el nivel del dao estar controlado por:

Concentracin de slidos suspendidos. Tamao de los slidos suspendidos. Caudal de inyeccin de slidos suspendidos. Distribucin del tamao de poros del reservorio receptor.


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Regla prctica: eliminar partculas mayores que 1/3 del promedio de dimetros de gargantas porales.(Estimado en micrones como la raz cuadrada de la permeabilidad, en md., del reservorio).

Fig 3.2: Representacin Esquemtica del dao a formacin por SlidosSuspendidos en el agua inyectada

Fig 3.3: Daos por Slidos Suspendidos en aguas de Inyeccin


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Entre los problemas asociados a los slidos suspendidos y petrleo disperso en el agua de inyeccintenemos:

Tabla 3.3: Tcnicas de Monitoreo

DONDE AFECTAN COMO AFECTAN

Perfil de Inyeccin Incrementan la presin de inyeccinDisminu en caudales de in eccin

Eficiencia del BarrioIncrementan los cortes de agua porcanalizaciones del agua inyectada y elbypass del petrleo.

WorkoversIncrementan las frecuencias de Intervenciones

En los pozos inyectores

Instalaciones de superficie ysubsuelo

Incerementan las frecuencias de fallas porcorrosin derivada de los crecimientos ydesarrollos bacteriolgicos

Bombas de inyeccinIncrementan gastos de energa ymantenimiento por aumento de presiones deinyeccin

ProduccinDisminuyen la produccin real respecto a laesperada del proyecto.

3.2.2 Microorganismos.

Tres clases de microorganismos se encuentran en aguas de produccin.

Algas. Hongos. Bacterias.

Las bacterias son las ms problemticas y sus tamaos van desde 0.2 a 10 micrones. Se controlanutilizando biocida o se eliminan por filtracin.

La presencia de bacterias en aguas de inyeccin conducen a:

Corrosin en las instalaciones de superficie y subsuelo. Incrementan los slidos suspendidos en el agua. Estabilizacin de emulsiones por el (FeS) resultante de la actividad BSR. Taponamientos de filtros. Taponamientos de la roca y una vez establecidas, agriamiento del Reservorio.


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3.2.3 Gases Disueltos.Los gases disueltos encontrados en aguas de produccin son:

Sulfuro de hidrgeno. Dixido de carbono. Oxgeno.( No proviene naturalmente del reservorio)

Los tres compuestos aceleran los procesos corrosivos.

El oxgeno puede eliminarse a travs de secuestrantes qumicos o mecnicamente en torresdespojadoras del oxigeno.

El Sulfuro de hidrgeno puede eliminarse a travs de secuestrantes qumicos o por compuestosoxidantes (Dixido de cloro, hipocloritos).

El Dixido de carbono puede eliminarse por stripping con un gas inerte (tipo Nitrgeno) pero loscostos exceden los beneficios.

3.2.3.1 Eliminacin mecnica de Gases Disueltos en Agua.

Ley de Dalton:

La presin total ejercida por la mezcla de un gas es igual a la suma de las presiones individuales ejercidaspor cada componente de la mezcla.PT = P1 + .....+PnP1 = PT x Fraccin Molar del gas 1 en la mezcla.LEY DE HENRY :

Cg= k PCg = concentracin del gas en Lquido. K = constante.P = Presin del gas sobre el lquido.(o presin parcial si es gas mezcla )

3.2.3.2 Opciones para Eliminacin de Gases Disueltos.

Entre las opciones para eliminar Gases Disueltos tenemos lo siguiente: Disminuir la concentracin del gas de inters en la atmsfera de gas en contacto con el lquido. Disminuir la presin del gas de inters en la atmsfera de gas en contacto con el lquido.

3.2.3.3 Esquema torre de stripping.

A continuacin se muestra la torre de stripping para eliminar el oxigeno disuelto en agua.


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Fig 3.4: Torre de Stripping

A continuacin se muestra un esquema de la torre de vacio para eliminar el oxigeno disuelto en agua.

Fig 3.5: Torre de Vacio


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3.2.3.4 Eliminacin Qumica del Oxigeno Disuelto.

Ecuaciones de Eliminacin Qumica del Oxigeno Disuelto, Secuestrantes de Oxigeno.

Sulfito de Sodio (Na2SO3), con Catalizador.2 Na2SO3 + O2 ---------------- 2 Na2SO4Se requieren 8 ppm en peso de Na2SO3 para remover 1 ppm de O2

Sulfito de Amonio (NH4HSO3), con CatalizadorNH4HSO3 + O2 ---------------- HNH4SO4Se requieren 6.2 mg / mg O2.

Bixido de Azufre (SO2), con CatalizadorSO2 + H2O ------------------ Na2SO3

Na2SO3 + O2 --------------- H2SO4Se requieren 4 ppm en peso de SO2 para remover 1 ppm de O2

Hidrazina (N2H4)N2H4 + O2 -------------- N2 + H2OSe requiere 1 ppm en peso de N2H4 para remover 1 ppm de O2.

3.2.3.5 Slidos Disueltos.

Todas las aguas de produccin contienen slidos disueltos y en amplio rango de concentraciones segnel reservorio.

Son el principal factor que determinar la tendencia del agua a precipitar incrustaciones.

Los elementos comunes en aguas de produccin son:

Cationes (Sodio, Potasio, Calcio, Magnesio, Bario, Estroncio, hierro) Aniones (Bicarbonatos, Carbonatos, Cloruros, Sulfatos)

Los anlisis de agua se harn regularmente y constituyen una de las herramientas de monitoreos delproceso de inyeccin de agua.

3.3Tecnologas en Tratamiento3.3.1 Teora Bsica de Separacin.

La eliminacin de petrleo, grasas y slidos del agua de produccin puede lograrse a travs detecnologas ya bien desarrolladas y aceptadas.


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La eleccin de la tecnologa depender de la calidad, caractersticas y condiciones de la mezcla particularde petrleo-agua.

La mayora de las tecnologas utilizadas en el tratamiento de separacin estn basadas en la diferenciade densidades y la velocidad de separacin, est determinada por la ley de Stokes que establece laproporcionalidad de la velocidad de decantacin con el cuadrado del dimetro de las partculas o gotas.

El tamao de las partculas es el factor ms importante en el diseo del separador. Las tecnologascorrientes manipulan esta variable por incremento de los tiempos de residencia o por el uso de

productos qumicos especficos.

3.3.2 Tecnologas de Tratamiento de Aguas de Produccin.

Dentro de las tecnologas asociadas de aguas de produccin tenemos los siguientes:

Free Water Knockout Skimmer y Separadores API. Coalescedores.( De placas paralelas electrostticos.) Celdas de flotacin. Filtracin (Lecho profundo y Multimedios.) Hidro-ciclones. Centrfugas.

3.3.3 Criterios de Seleccin de Tecnologas para Aguas de Produccin.

El ranking de opciones tecnolgicas para obtener una calidad de agua pre-establecida y el criterio deseleccin de las mismas, se basa en la comparacin de los siguientes factores:

Costo de operacin & mantenimiento. Facilidad de operacin & mantenimiento. Costo de Capital. Ciclo de vida del proyecto. Performance de los equipos. Flexibilidad (capacidad de manejar rangos amplios de fluctuaciones en caudales y calidad en el

agua de ingreso al tratamiento.)

El desafo en la operacin de yacimientos maduros radica en manejar grandes volmenes de agua

producida al menor costo posible.


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Fig 3.6: Tratamiento y Disposicin de Aguas de Produccin

Fig 3.7: Separadores de Agua Libre FWKO

3.3.4 Eliminacin de Petrleo de Agua de Inyeccin.

La eficiencia en la eliminacin de las gotas de petrleo, depende de los siguientes factores:

Salinidad del agua producida. Estabilidad de la gota de petrleo. Tamao de las gotas de petrleo. Aditivos qumicos utilizados como facilitadores de eliminacin por floculacin o coagulacin.


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Temperatura y viscosidad.Un nmero reducido de tecnologas pueden separar gotas menores a los 10m. Cuanto ms estable esla suspensin de las gotas, menor ser la eficiencia de la separacin.

Los principales factores que favorecen la estabilidad son:

La presencia de sustancias surfactantes. Pequeos dimetros de las gotas ( o partculas). La baja concentracin de los elementos suspendidos. Una diferencia pequea entre las densidades de las fases a separar.

3.3.5 Eliminacin Gravitacional de Slidos Suspendidos.

El primer objetivo en el tratamiento del agua para eliminar los slidos es maximizar la velocidad de

decantacin, cuanto ms alta es esta velocidad ms fcil ser la eliminacin de slidos desde el agua deproduccin.

La velocidad vertical de decantacin puede incrementarse por:

Incremento del tamao de las partculas ( uso de qumicos). Disminucin de la viscosidad del agua (operando a la mayor temperatura). Incremento de la fuerza gravitacional sobre el fluido ( por movimiento centrfugo).

El nmero de etapas requeridas para la eliminacin de slidos depender del tipo de slidos, de la

distribucin de tamaos, de la concentracin de slidos y del grado de eliminacin que se requiera.

3.3.6 Separacin de Petrleo Residual del Agua de Produccin.

3.3.6.1 Tecnologas de Separacin de Restos de Petrleo en Agua.

Los mtodos convencionales para la eliminacin de hidrocarburos del agua de produccin Incluyen eluso de equipos como:

Piletas API. Separacin gravitacional en tanques Desnatadores Skimmers. Coalescedor: Placas Planas Paralelas - Placas Corrugadas Paralelas: CPI - Coalescedor Electrosttico. Celdas de Flotacin: De Gas Inducido (IGF). De Gas Disperso (DGF) Hidrociclones. Centrfugas.


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3.3.6.1.1 Desnatadores API.

Las piletas API separan por gravedad y se disean utilizando la ley de Stokes para definir la velocidad deascenso de las gotas de petrleo en base a su densidad y tamao. El diseo se basa en la diferencia entrelas gravedades especficas del petrleo y el agua de produccin debido a que esta diferencia es muchoms pequea que la existente entre el la de los slidos suspendidos y el agua.

Los slidos decantarn como sedimentos al fondo de la pileta y el petrleo ser el sobrenadante delseparador, quedando entre ambas capas el agua a enviar a posterior tratamiento. El petrleosobrenadante es recuperado y reprocesado y la capa de sedimentos del fondo se extrae por sistemas debarrido de fondo y luego tratados.

Fig 3.8: Esquema Tpico Desnatadores API

3.3.6.1.2 Separacin Gravitacional en Tanques.

Los tanques skimmer representan la ms antigua tecnologa de separacin gravitacional del petrleo enaguas de produccin.

Su funcionamiento se basa el diferencia de densidades entre agua y petrleo, consecuentementerequiere de tiempos de retencin importantes.

Son ms ineficientes para petrleos pesados o emulsiones duras. Para una buena separacin requierende tiempos de retencin altos.


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Fig 3.9: Tanque DesnatadorSkimmer

3.3.6.1.3 Coalescedores de Placas.

Las unidades coalescedoras proveen una superficie slida que contacta pequeas gotas de petrleo quecoalescen en una pelcula continua que al incrementar de espesor produce el desprendimiento gotas demayor dimetro y fcil separacin.

Los coalescedores ms comunes que separan por gravedad son los Interceptores de placas paralelas,existiendo dos tipos:

a) De placas planas paralelas, inclinadas un ngulo de 45.b) De placas corrugadas paralelas, que constan de pack de placas inclinadas 45.

Fig 3.10: Coalescedores de Placas Paralelas


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3.3.6.1.4 Interceptor de Placas.

Los Interceptores de Placas se utilizan para eliminar el grueso del petrleo y slidos suspendidos enagua. Los tiempos de residencia son cortos y por lo que se prefieren a tanques skimmer en reas dondeel espacio es crtico.

Separan gotas de petrleo mayores a 50 micrones y el ngulo del pack de placas depender delcontenido en slidos del agua a tratar. Pierden eficiencia ante fluctuaciones repentinas del caudal deingreso en presencia de crudos parafnicos o altos slidos sufren bloqueos de placas.

Fig 3.11: Interceptor de Placas Corrugadas Inclinadas

La coalescencia se produce muy rpido en condiciones de flujo turbulento y por exposicin de laemulsin a un intenso campo electrosttico. Operan en un amplio rango (1% to >25%), de cortes deagua.

Fig 3.12: Interceptor de Placas Corrugadas Inclinadas


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3.3.6.1.5 Unidades de Flotacin Wemcos.

En el caso de las Unidades de Flotacin las burbujas se generan por disoluciones del gas de presin.

Las unidades de flotacin facilitan la eliminacin de petrleo disperso por la accin de burbujas de gasque ayudan e inducen a la flotacin de las gotas a la superficie. Estn constituidas por celdas individualessucesivas, donde se dispersan burbujas del gas y reducen notablemente la posibilidad de canalizacionesinternas del fluido.

Tambin tienen un tiempo de retencin muy corto por lo que upsets de procesos aguas arriba afectanfuertemente su eficiencia y la calidad de agua resultante. La eficiencia est influenciada por diferentesvariables tales como presin del gas, salinidad y pH del agua, tipo de crudo, temperatura, concentracinde crudo en ingreso, producto de ayuda a flotacin empleado.

Fig 3.13: Unidades de Flotacin


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3.3.6.1.6 Hidrociclones.

Entre las caractersticas de los Hidrociclones tenemos los siguientes:

Tubo cnico con ingreso tangencial en el tope que genera rotacin interna del fluido en torno ala pared del equipo.

El fluido en movimiento giratorio se acelera al desplazarse hacia el fondo por la forma delcono.

El tiempo de trnsito del fluido es del orden de 2 seg. El movimiento genera fuerzas centrfugas que desplazan el agua hacia la pared y el petrleo

hacia el centro del cono

El petrleo es forzado hacia el extremo superior del cono y el agua contina el descenso hacia elextremo inferior.

A menor radio del cono menor ser la concentracin resultante de petrleo en agua.Entre las ventajas de los Hidrociclones tenemos los siguientes:

Altas tasas de separacin. Carecen de partes mviles y son insensibles a los movimientos. Ocupan espacios reducidos. Fcil mantenimiento. Pueden tratar aguas con altas concentracin de petrleo.

Fig 3.14: Hidrociclones


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3.3.6.1.7 Centrifuga.En el caso de las Centrfugas, operan bajo el mismo principio fsico que los hidrociclones.Las fases se separan a causa de las fuerzas gravitacionales generadas por la rotacin. La centrifuga sonutilizadas principalmente para eliminar agua del petrleo y menos frecuente petrleo del agua.

Entre las ventajas tenemos los siguientes:

Alta eficiencia de separacin. Elimina partculas slidas de hasta 2 micrones.

Fig 3.15: Centrfuga

3.3.7 Eliminacin de Slidos por Filtracin.

3.3.7.1 Tipos de Filtros.

Segn operacin son:

Filtracin por gravedad o bajo presin. De flujo ascendentes o flujo descendente.

Filtros verticales o filtros horizontales.

Segn medio filtrante, los ms frecuentes son:

Cscara de Nuez. De arena, granate / antracita. Filtros cartuchos

El diseo y dimensiones del filtro dependen de las caractersticas y tratamientos previos del agua, delvolumen y la calidad requerida.


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3.3.7.1.1 Filtro de Cascara de Nuez.

Entre las caractersticas tenemos los siguientes:

Estos filtros eliminan las partculas slidas suspendidas por adsorcin sobre el medio filtrante. El agua se va limpiando a medida que atraviesa el lecho filtrante y el lecho completo del filtro

interviene en la filtracin. (origen de la denominacin deep bed)

A diferencia de los otros filtros, el agua atraviesa primero por los mantos de mayorgranulometra hacia los de menor.

En la mayora de los uso se emplean polielectrolitos, inyectados inmediatamente antes que elagua ingrese al filtro como ayuda de la adsorcin de los slidos por el lecho.

Los filtros de lecho profundo pueden ser de flujo ascendente o flujo descendente.

Fig 3.16: Filtro de Lecho Profundode Cascara de Nuez

3.3.7.1.2 Filtro de Arena, Granate y Antracita.

Los filtros multimedia son recipientes cerrados que operan a presin en flujo ascendente o descendente,a travs del manto filtrante compuesto de antracita y granate de diferentes granulometras.

Gran capacidad de filtrado, con la utilizacin de coadyuvantes de filtracin pueden retener partculasmayores a 2 m. Debe limitarse el ingreso de hidrocarburos a no ms de 30 ppm.


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Fig 3.17: Filtro Multimedios

3.3.7.1.3 Filtros Cartucho.Los Filtros Cartucho, poseen una capacidad limitada de retencin de slidos y en operaciones deproduccin suelen ser utilizados como de una filtracin secundaria, por ejemplo en boca de pozoinyector o por proteccin, antes de elementos de mediciones.

Se los encuentra fabricados de diferentes materiales:Polipropileno, fibra de vidrio.

Metal Sinterizado.Mallas de hilos metlicos o celulsicos.

Cuando la cantidad de slidos suspendidos es baja se los utiliza descartables, los utilizados en E&Pnormalmente son del tipo recuperables.Existen filtros cartuchos de retrolavados automtico pero su aplicacin est limitada a condiciones uoperaciones particulares que no corresponden con las normales de E&P.

Fig 3.18: Filtros Cartucho


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3.3.8 Tecnologas ms utilizadas.

A continuacin se describen las tecnologas ms usuales para eliminacin de slidos.Tabla 3.4: Tecnologas Usadas

3.3.8.1 Esquema tpico del Proceso de Aguas de Produccin.

A continuacin se muestra el esquema tpico del Proceso de Aguas de Produccin.Fig 3.19: Esquema de Proceso de Aguas de Produccin


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3.3.8.2 Productos Qumicos para Tratamiento de Aguas de Produccin.

Fig 3.20: Productos Qumicos para Tratamiento

Fig 3.21: Puntos de Muestreos y Anlisis para Control de Calidad


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4. CONCLUSIONES

Con el presente estudio se analiza los distintos de Procesos que se encuentran en los Sistemas Petrleo yAgua. De igual forma cuales son diferentes tipos de equipos e instalaciones de superficie que participan

en el proceso de separacin y purificacin del agua y petrleo.

Tambin se identifica cules son los Procesos qumicos que se presentan en instalaciones, los procesosde deshidratacin, desemulsificacin, floculacin, coalescencia, humectacin de slidos, sinergismo.

Se tambin se desarroll la metodologa para seleccin y control de calidad de qumicos, la utilizacin delos qumicos en el Tratamiento de Procesos. Se indicaron cual es la tecnologa de tratamiento que seutiliza en este tipo de procesos apuntando a tener un sistema de tratamiento eficiente y efectivo.

5. BIBLIOGRAFIA.

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COSTA, Juan. Ingeniera Qumica: Introduccin a los Procesos y las Operaciones Unitarias, EditorialReverte, Espaa, Barcelona, Octubre de 2010.

JIMENDEZ, Arturo. Ingeniera Qumica: Diseo de Procesos en Ingeniera, Editorial Reverte, Espaa,Barcelona, Septiembre de 2011.

MURAN, Jos. Ingeniera Qumica: Manual de Control de Calidad, Editorial Reverte, Espaa,Barcelona, Enero de 2011.

HOLBER, Mer , Calidad de Agua para Inyectar en Subsuelo. Editorial HAM, Argentina, Buenos Aires,Mayo de 2009

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chemical process in oil. atlantic international university

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