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INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL
ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA QUÍMICA E INDUSTRIAS EXTRACTIVAS
DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA QUÍMICA PETROLERA
“ANÁLISIS DE FALLAS EN DESALADORAS ELECTROSTÁTICAS Y SOLUCIONES”
PROYECTO DE INVESTIGACIÓN SEPI-20080738
T E S I S P O F E S I O N A L QUE PARA OBTENER EL TITULO DE
INGENIERO QUÍMICO PETROLERO P R E S E N T A :
LA C. NANCY EVELYN ORTEGA RIVERA
ING. ARIEL DIAZBARRIGA DELGADO DIRECTOR DE TESIS
MÉXICO D.F. FEBRERO 2011
Análisis de Fallas en Desaladoras Electrostáticas y Soluciones
PROYECTO DE INVESTIGACIÓN i
AGRADECIMIENTOS
A Dios, por dejarme respirar esta mezcla maravillosa de gas, que hace
posible que disfrute de la vida a lado de los seres que amo, por las pruebas
que me has puesto y por las que faltan.
A mis Amigos, Alejandro Trejo, Diana Reina, Gris Vargas, Crystián
Martínez, Fabiola Villafan, Blanca Cervantes, Silvia Martínez por los momentos
tan maravillosos a su lado, por las lecciones de vida, por dejarme aprender de
ustedes, simplemente por estar ahí.
A mis Profesores de la carrera, porque me mostraron el camino a la
superación, porque ayudaron a realizar uno de los más grandes sueños con los
que cuento, en especial a mi Mentor el Ing. Armando Ávila que siempre estuvo
al pendiente de mi avance como profesionista y me motivo a superarme cada
día más.
A mis asesores el Ing. Rodolfo Martínez y el Ing. Ariel Diazbarriga, por
su paciencia y dedicación para que este trabajo se culminara.
Al Instituto Politécnico Nacional en la modalidad de la Escuela
Superior de Ingeniería Química e Industrias Extractivas, por mostrarme su
bondad al permitirme tomar el conocimiento necesario para formarme como
profesionista.
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PROYECTO DE INVESTIGACIÓN ii
DEDICATORIAS
A la Sra. Ma. Catalina Rivera y el Sr. Nicolás Ortega, mis Padres, mis
dos grandes motores y grandes amigos, por su apoyo incondicional, sus
sacrificios, su confianza, su paciencia y amor que hicieron de mí la persona que
ahora soy y que culmina este proyecto.
A Pablo I. y Norma K. Ortega, las personitas que le agregaron felicidad
y un toque de aventura a este camino recorrido, gracias por las sonrisas en
cada fracaso y por las lágrimas en cada éxito.
A mi familia en general por los deseos cualesquiera que fueran, pues
me hicieron más fuerte; gracias Lú por ser mi segunda Madre y por todo tu
apoyo y cariño.
A mi motivo para existir, a ti mi vida, Valentina Molina Ortega, por
aparecer en el momento preciso para ayudarme a plantearme más y más
proyectos, y para pintar mi vida de rosa. Y al Amor de mi vida Jorge A. Molina
simplemente por aparecer y dejarte amar. ¡Los Amo!
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PROYECTO DE INVESTIGACIÓN iii
ÍNDICE
RESUMEN v
INTRODUCCIÓN vii
I. GENERALIDADES 2
I.1. CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL PETRÓLEO CRUDO 4
I.2. COMPOSICIÓN QUÍMICA (ELEMENTAL) DEL PETRÓLEO 4I.3. EFECTO DE LAS IMPUREZAS EN LA REFINACIÓN 6
II. EMULSIONES 11II.1. FORMACIÓN DE EMULSIONES 12
II.2. AGENTES EMULSIONANTES 13
II.3. SURFACTANTES NATURALES 14II.4. CAMPO ELÉCTRICO 16
II.5. PROPIEDADES QUE INTERVIENEN EN LA ESTABILIDAD DE LA EMULSIÓN
21
III. DESALADO DE PETRÓLEO CRUDO 26III.1. PROCESO DE DESALADO DE PETRÓLEO CRUDO 28
III.2. DESALADO ELECTROSTÁTICO 32
III.3. COMPONENTES DE UNA DESALADORA 37
III.4. PRINCIPIOS OPERACIONALES DE LAS DESALADORAS ELECTROSTÁTICAS
44
III.5. TIPOS DE DESALADORAS 44III.5.1. CIELECTRICA 45
III.5.2. DE BAJA VELOCIDAD 45III.5.3. BIELÉCTRICA 45
Análisis de Fallas en Desaladoras Electrostáticas y Soluciones
PROYECTO DE INVESTIGACIÓN iv
IV. EFECTO DE LOS PARAMETROS OPERACIONALES 50
IV.1. VARIABLES DE OPERACIÓN CLAVES PARA EL DESALADO ELECTROSTÁTICO
50
IV.2. EFECTOS DE UN DESALADO DEFICIENTE 56
IV.3. VARIABLES DE PROCESO 56
IV.3.1. VARIABLES NO CONTROLABLES 56
IV.3.2. VARIABLES CONTROLABLES 58
IV.3.3. VARIABLES IMPLÍCITAS 61
V. FALLAS MÁS COMUNES EN LAS DESALADORAS ELECTROSTÁTICAS
63
V.1. ALTO CONTENIDO DE SAL EN EL CRUDO DESALADO 63V.2. ALTO CONTENIDO DE AGUA EN EL CRUDO DESALADO 64
V.3. AGUA DRENADA DEMASIADO MANCHADA DE ACEITE CRUDO
65
V.4. VARIACIONES CONTINUAS EN EL VOLTAJE 67V.5. VOLTAJE DEMASIADO BAJO Y LUCES PILOTO DÉBILES 68
V.6. EVALUACIÓN ECONÓMICA DEL PROCESO EN GENERAL 70
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 76
BIBLIOGRAFÍA 79
GLOSARIO 82
Análisis de Fallas en Desaladoras Electrostáticas y Soluciones
PROYECTO DE INVESTIGACIÓN v
RESUMEN
En México como en la mayoría de los países petroleros, tienen en la
actualidad la difícil tarea de tratar en sus procesos crudos pesados, cada vez
es más difícil obtener elevadas rentabilidades en la refinación de los productos
petroleros; se ha dejado de lado la parte importante, siendo el Desalado de
crudo una ayuda fundamental para evitar llevar impurezas a procesos de
refinación.
Siendo así, habrá que analizar el proceso de Desalado de crudo dentro
de la refinación, a fin de ver las causas y consecuencias de un óptimo
tratamiento en el crudo aunado a esto los beneficios que las nuevas
tecnologías en el mercado ofrecen para el tratamiento.
Generalidades: Trata de las características generales del petróleo
crudo, así como de las impurezas mas comunes que se consideran en la
Refinación del Petróleo.
Emulsiones: Amplía el panorama del origen de las emulsiones,
características, tratamiento e influencia dentro del proceso de Desalado de
Petróleo.
Desalado de Petróleo Crudo: Este capitulo describe el proceso de
Desalado Electrostático y muestra el equipo empleado de acuerdo al petróleo
que se utilice.
Efecto de los Parámetros Operacionales: Muestra las variables que son
claves para una optima operación, sus intervalos y características, las ventajas
de manejarlas eficientemente.
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PROYECTO DE INVESTIGACIÓN vi
Fallas en las Desaladoras Electrostáticas y Soluciones: Se hace
mención de las causas principales y secundarias por las cuales el equipo falla,
así como las soluciones; también señala el mecanismo de funcionamiento de la
Válvula Mezcladora, la cual es de suma importancia dentro de la operación
efectiva del equipo. Por ultimo presenta un pequeño análisis económico de
proceso.
El Desalado Electrostático es necesario y de suma importancia dentro
del proceso de refinación del petróleo crudo puesto que de esto depende en
gran medida la disminución de costos por mantenimiento de las plantas
subsecuentes, por incrustaciones, corrosión y taponamiento, dando pie al
incremento de la vida útil de los equipos y tuberías, aumentando el tiempo de
plantas en operación y logrando ahorro de energía.
Análisis de Fallas en Desaladoras Electrostáticas y Soluciones
PROYECTO DE INVESTIGACIÓN vii
INTRODUCCIÓN
En todo el mundo se esta viviendo una etapa sumamente importante
con respecto a los altos costos que genera el tratar crudos, debido a la
cantidad excesiva de contaminantes e impurezas como: ácido sulfhídrico “H2S”,
asfáltenos, sedimentos, materiales inorgánicos y sales presentes en ellos y
México no podía ser la excepción, la mayor parte de las reservas petrolíferas
con las que se cuenta son de Crudo Maya, y las diversas mezclas que se
preparan para exportación requieren contar con ciertas especificaciones para
su distribución al mercado, así como para obtener productos de refinación de la
mas alta calidad a un bajo costo.
Es por eso que dentro de sus propiedades físicas y químicas del
petróleo nacional, es difícil tratarlo y disminuir el costo de operación en las
refinerías ya que en las mismas se procesan una gama de mezclas de
petróleo, siendo el principio de operaciones este proceso, es de suma
importancia conocer las fallas y sus soluciones a problemas comunes para
prevenir en lo posible problemas en las operaciones siguientes.
Debido a las características del crudo mexicano, los cuales presentan
variaciones considerables en sus características como la Gravedad API que
oscila entre 38.0-12.2 (Olmeca/ Ku-Maloob-Zaap) conjuntamente con la gran
cantidad de asfáltenos lodos, etc., se requiere de un tratamiento eficiente que
logre que las refinerías operen sin incrementos de gastos por mantenimiento,
tomando en cuenta que la mayoría de las impurezas que contiene las mezclas
tratadas se encuentran en el agua que viene asociada en el crudo, por lo que
se plantea analizar las fallas mas comunes y sus posibles soluciones en el
proceso de desalado de crudo, que permita una operación optima y eficiente en
todo el complejo de Refino.
Análisis de Fallas en Desaladoras Electrostáticas y Soluciones
PROYECTO DE INVESTIGACIÓN viii
La producción mundial de petróleo se estima en 80 millones de barriles
por día que son acompañados por gotas pequeñas o grandes cantidades de
agua y sales, estos dos últimos son agentes indeseables y no comerciables.
El papel que juega el aceite crudo en el desarrollo económico del
mundo ha tomado magnitudes desproporcionadas, al grado tal de ser la
principal fuente abastecedora de energéticos requiriendo de técnicas mas
sofisticadas para su extracción, lo cual ocasiona un mayor acarreo de
impurezas contaminantes en el petróleo.
El máximo de sales y agua aceptable en el crudo desalado es de 1.0
LMB de sal y 0.5% Vol. Máx. de agua y sedimento. Dichas especificaciones no
están dadas por la cantidad de sal que se prefiera, sino de las dificultades
de carácter económico que presentan el mantener al mínimo los contenidos
de agua y sales, por medio de los métodos más avanzados de
desemulsificación.
Las formaciones geológicas en las cuales es producido el petróleo,
influyen en la composición y concentración de sales y sedimentos, el agua, en
el petróleo crudo está usualmente en forma de emulsión, y esta cantidad de
agua determina la cantidad de sales presentes.
Análisis de Fallas en Desaladoras Electrostáticas y Soluciones
PROYECTO DE INVESTIGACIÓN ix
En el caso de México, en la actualidad se cuenta con mezclas que por
sus características se puede ver la importancia de un buen programa de
desalado de crudo, ver Tabla 1.
Características Tipos de crudos Olmeca Istmo Maya Ku-Maloob-Zaap
Gravedad API 8.0 33.1 22.1 12.2 Gravedad Esp. 0.83 0.86 0.90 1.00 Viscosidad @ 25º C cSt
4 9 155 20 751
Azufre %W 0.98 1.43 3.60 5.06 Carbón Ramsbottom %W
1.82 4.07 10.46 15.60
NaCl kg/ 1000 bbl N.D. 7.21 133 9.25 Asfáltenos %W 1.06 3.84 13.46 21.21 Níquel ppm 0.77 9.70 56.70 88.40 Vanadio ppm 4.96 44.0 271.4 412.1
Tabla 1. Características del Crudo Mexicano.
Las impurezas del crudo se pueden clasificar en dos grandes grupos:
Miscibles
Inmiscibles
Dentro de los contaminantes en el proceso de lavado que pueden estar
presentes se tienen las siguientes:
Sólidos
Sedimentos y sólidos suspendidos.
Sales
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Es por eso que el tratamiento electrostático es considerado
generalmente para la separación de una fase acuosa dispersa (agua) en una
fase de aceite dieléctrico (fase continua) con una significativamente menor
constante dieléctrica que el de la fase dispersa.
Por tal motivo la finalidad de este trabajo es analizar las consecuencias
de estas características que presentan las emulsiones en el petróleo y sus
impurezas dentro del proceso de desalado de Crudo.
Análisis de Fallas en Desaladoras Electrostáticas y Soluciones
PROYECTO DE INVESTIGACIÓN
1
Capítulo I
GENERALIDADES
Análisis de Fallas en Desaladoras Electrostáticas y Soluciones
PROYECTO DE INVESTIGACIÓN
2
I. GENERALIDADES
Los geólogos en general están de acuerdo en que el crudo se formó
durante millones de años a partir de los restos de pequeñas plantas acuáticas y
animales que vivían en los mares antiguos. Existieron grandes cantidades de
dinosaurios abarcando extensas superficies, pero el petróleo debe su existencia
en gran parte a organismos unicelulares marinos. La historia geológica del
petróleo crudo en particular es más importante que la determinación de sus
características, razón por la cual los crudos formados en depósitos marinos o
subterráneos pueden ser similares en concentraciones en los diferentes
continentes. Las regiones se caracterizan por sus diferentes depósitos marinos,
las presiones y las temperaturas pueden ser sin embargo factores para la
producción de petróleo, con una gran variedad en apariencia, desde el color,
verdoso a negro, ligero o pesado, ceroso o no. Cuando se trata de la
composición elemental, las proporciones de los elementos del petróleo es
sorprendente, pueden varían más en limites estrechos, tomando en cuenta la
gran diversidad de las propiedades físicas.
Normalmente el carácter del petróleo es definido en la industria
respecto a su densidad. En los primeros años de industria petrolera, la densidad
era la principal nota de referencia para el refino de petróleo y productos. A
pesar de que la densidad no da información específica sobre la composición
química del producto, en general, hay ciertas propiedades que, directa o
indirectamente, se correlacionan con la densidad del aceite. El Instituto
Americano del Petróleo (American Petroleum Institute) clasifica a los aceites de
acuerdo a la gravedad con una transición convencional de aceites pesados a 20
° API (0,934 kg/m3 a 60 °F/15.6 ° C), Los aceites ligeros de gravedad API
superior a 20, mientras que los aceites extra pesado y bitumen tienen una
gravedad API inferior a 10 (más pesado que el agua).
Análisis de Fallas en Desaladoras Electrostáticas y Soluciones
PROYECTO DE INVESTIGACIÓN
3
Los Petróleos crudos pesados, que a menudo son el resultado de la
oxidación de las bacterias o compuestos orgánicos que contienen de los aceites
convencionales, tienen diferentes propiedades físicas y químicas a los aceites
tradicionales, en general, a mayor viscosidad, mayor cantidad de asfáltenos,
metales pesados, azufre y nitrógeno. El aumento del contenido de asfáltenos
puede dar una impresión de mayor riesgo por deposición de los mismos durante
la producción. Sin embargo, con el aumento del contenido de asfáltenos,
también aumenta la cantidad de componentes de resina.
Esta clasificación es solo una de tantas clasificaciones de las que se
manejan habitualmente desde años atrás; sin embargo, según el valor
comercial, existen otros factores a considerar. Su composición es un factor
importante así como los campos de los cuales son extraídos debido a las
diferentes condiciones de estos, ver Tabla 2.
Aceite crudo Densidad (g/cm3)
Densidad grados API
Extrapesado > 1.0 10 Pesado 1.0-0.92 10.0-22.3 Mediano 0.92-0.87 22.3-31.1 Ligero 0.87-0.83 31.1-39 Superligero < 0.83 > 39
Tabla 2. Propiedades del Petróleo Crudo.
Análisis de Fallas en Desaladoras Electrostáticas y Soluciones
PROYECTO DE INVESTIGACIÓN
4
I.1. Características generales del petróleo crudo
Si bien hay diversidad en las características del petróleo, esto es debido
a su composición y propiedades físicas, se encuentran desde los petróleos ricos
en compuestos ligeros (gases, gasolinas), hasta los ricos en compuestos
pesados o bituminosos los cuales por sus características son tratados en
condiciones extremas (altas presiones y temperaturas) para evitar algún tipo de
obstrucción en las tuberías.
Los petróleos extrapesados se caracterizan por el gran contenido de
asfáltenos, también referidos al contenido de heteroatomos como oxígeno “O”,
azufre “S”, y nitrógeno “N” así como la cantidad de grupos parafínicos.
En la actualidad en México se procesan tres tipos básicos de petróleo
crudo, los cuales provienen de los diferentes yacimientos. Se conocen como:
Crudo Istmo, Crudo Maya y Crudo Ku-Maloob-Zaap.
I.2. Composición Química (Elemental) del Petróleo
En el petróleo crudo, además de hidrocarburos, existen nitrógeno “N”,
azufre “S”, oxígeno “O”, productos derivados de la clorofila y de las heminas
(porfirinas) y, como elementos, trazas, vanadio “V”, níquel “Ni”, cobalto “Co” y
molibdeno “Mo”.
Como consecuencia de los compuestos orgánicos nombrados, el
petróleo presenta polarización rotatoria, lo cual revela claramente que se trata
de un compuesto de origen orgánico, formado a partir de restos animales y
vegetales.
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PROYECTO DE INVESTIGACIÓN
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La composición química del petróleo es muy variable, hasta el punto de
que los cuatro tipos fundamentales de hidrocarburos: parafinas (hidrocarburos
saturados), olefinas (hidrocarburos insaturados), naftenos (hidrocarburos
cíclicos saturados o cicloalcanos), e hidrocarburos aromáticos, no solamente
son diferentes de un yacimiento a otro, sino también las diversas sustancias
que es preciso eliminar: gas, azufre (que junto con el sulfhídrico, mercaptanos y
tioalcoholes pueden alcanzar un 3%), agua salada, compuestos oxigenados y
nitrogenados, indicios o vestigios de metales etc., ver Tabla 3.
Elemento % Peso
Carbono (C) 83.0-87.0 Hidrógeno (H) 10.0-14.0 Oxígeno (O) 0.05-1.5 Nitrógeno (N) 0.1-2.0 Azufre (S) 0.05-6.0 Metales (Ni, V) < 0.1
Tabla 3. Composición Química (Elemental) del Petróleo.
A pesar de la coherencia en la composición elemental, el petróleo es un
sistema sumamente complejo, entre ellos miles de diferentes compuestos y de
las propiedades físicas que no puede predecirse por la composición elemental.
La composición química exacta del petróleo por los componentes
especialmente del sistema final, sigue siendo especulativa.
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6
I.3. Efecto de las impurezas en la Refinación
En las refinerías del sistema de PEMEX se procesan una gama de
mezclas de petróleo con características fisicoquímicas diferentes de acuerdo a
la clasificación que se mostró en puntos anteriores, la mayoría de las impurezas
que contienen se encuentran en el agua que viene asociada en el crudo. Las
impurezas del crudo se pueden clasificar en dos grandes grupos como:
Miscibles
Inmiscibles
La composición cualitativa y cuantitativa de esas impurezas es variable,
dentro de los contaminantes o impurezas que pueden estar presentes se tienen
las siguientes:
Sólidos: Son partículas no solubles (Inmiscibles) en agua y en aceite,
los cuales pueden ser eliminados en el proceso de lavado del petróleo crudo
antes de la recepción en los tanques, o bien en las desaladoras adicionando un
humectante en el agua de lavado.
Sólidos Filtrables: Pequeñas partículas inorgánicas recubiertas de
aceite encontradas en el crudo, con 6 micras de tamaño se precipitan e
incrustan en la superficie del equipo, como por ejemplo el sulfuro de fierro
“FeS”.
Sedimento y Sólidos Suspendidos: Los cuales causan inestabilidad
de operación en las interfases de las desaladoras, espuma en la torre de
despunte y atmosférica, erosión, altos costos de mantenimiento.
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PROYECTO DE INVESTIGACIÓN
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Los sedimentos se eliminan en un 90% y los sólidos suspendidos entre
un 10%-40% en las desaladoras; dependiendo de la dosificación del
humectante, se presentan incrustaciones y taponamientos en los equipos,
baja capacidad de proceso y baja transmisión de calor, favorecen la formación
de carbón.
Sales: Dentro de las sales que pueden estar presentes en el crudo se
encuentran cloruro de sodio “NaCI”, cloruro de calcio “CaCl2”, cloruro de
magnesio “MgCl2”, sulfatos y carbonatos, las cuales son contaminantes de
mayor cuidado, ya que se hidrolizan con la temperatura, formando ácido
clorhídrico “HCl” y sulfúrico “H2SO4”; originando corrosión excesiva, incrustación
en cambiadores de calor y en tubos de calentadores, favoreciendo la formación
de carbón, así como depósitos en los platos de las torres y ocasionando
efectos adversos en cantidad y calidad de productos refinados. El sodio “Na”
representa un 75% de las sales totales, el magnesio “Mg” el 15% y el calcio “Ca”el
10%.
Como ya se menciono las sales inorgánicas tales como el cloruro de
sodio “NaCI”, cloruro de calcio “CaCl2”, cloruro de magnesio “MgCl2”, Por
hidrólisis óxidos o hidróxidos son depositados en los tubos de los cambiadores
de calor. Hay formación de ácido clorhídrico “HCl” que promueve la conversión
de hidrocarburos saturados a insaturados que ocasionan ensuciamiento
inorgánico, y la corrosión.
Para que la hidrólisis se pueda llevar a cabo es necesario el medio
acuoso, una temperatura por encima de los 120ºC y la concentración adecuada
de la sal.
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Las reacciones que se desarrollan para la formación de la corrosión y por lo
tanto la obtención del acido clorhídrico son:
Mg Cl2 + 2 H2O Mg (OH)2 + 2 HCl Ca Cl2 + 2 H2O Ca (OH)2 + 2 HCl
Na Cl + H2O Na OH + HCl Respecto a la Corrosión:
2H Cl + Fe Fe Cl2 + H2
Fe Cl2 + H2S Fe S + 2 HCl
Sin embargo el magnesio “Mg” y el calcio “Ca” son los principales
formadores de ácido clorhídrico “HCl” en el proceso de destilación atmosférica y
el sodio en alto vacío, hidrolizándose en la superficie de los tubos de los hornos.
El cloruro de magnesio “MgCl2” a temperaturas de destilación (350°C)
se descompone en un 90% y el cloruro de calcio “CaCl2” en porcentajes
pequeños, cuando se encuentra en soluciones acuosas de crudos no ácidos.
Sin embargo la mayoría de los crudos contienen materiales ácidos, como los
ácidos nafténicos, que aumentan marcadamente la descomposición de los
cloruros.
Tomando en cuenta todas las características que presentan las
impurezas se puede decir que el sodio es un preacelerador para la formación
de coque, desactiva catalizadores y produce fragilización en los equipos que
operan a altas temperaturas.
Análisis de Fallas en Desaladoras Electrostáticas y Soluciones
PROYECTO DE INVESTIGACIÓN
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El acarreo del contenido de agua en el crudo desalado, absorbe mayor
calor y consume mayor energía por lo tanto mayor consumo de combustibles en
los hornos, presiona los equipos y baja la capacidad de procesamiento por
inestabilidad operativa. Los efectos destructivos del agua salada en las
operaciones de refinación, han causado problemas por muchos años, hasta la
refinería más eficientemente diseñada esta sujeta a serios daños y pérdida de
tiempo por paradas, si no está operando adecuadamente un equipo efectivo de
desalado.
El ácido clorhídrico “HCl” junto con los compuestos de azufre “S” (ácido
sulfhídrico y mercaptanos) tienen una acción sumamente severa para el
hierro, el equipo más expuesto a este ataque son los platos superiores de las
torres fraccionadoras, la línea del domo al condensador, los condensadores y
acumuladores. El ácido clorhídrico “HCl” también elimina la película de sulfuro
de fierro “FeS” en forma constante, película que normalmente tiene
cualidades protectoras, por lo que el ataque al metal es continúo.
En los residuos, si existen sales, el asfalto resultante sale afectado en
cuanto a su solubilidad, los combustóleos producen gran cantidad de cenizas al
ser quemados.
Además las partículas sólidas provocan una erosión elevada en las
tuberías, bombas y demás equipo por el que pase el crudo a alta velocidad.
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Capitulo II
EMULSIONES
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11
II. EMULSIONES
En la actualidad dos terceras partes de la producción mundial de crudo
se obtiene en forma de emulsión, que necesariamente debe ser tratada.
El agua salada fluye con el aceite en forma de pequeñas gotas
dispersas en forma estable en la masa del aceite, en este caso se presenta una
emulsión.
Los problemas de desemulsificación de crudos que se presentan son
cada vez más difíciles de resolver, ya que el aceite producido bajo los
modernos métodos de recuperación adquiere un grado mayor de
emulsificación. Los métodos de tratamiento de las emulsiones han evolucionado
notablemente, desde el simple reposo en vasijas convencionales hasta la
aplicación de voltajes eléctricos elevados, pasando por los diferentes métodos
mecánicos, térmicos y químicos. Generalmente, el tratamiento de las
emulsiones se efectúa combinando los efectos gravitacionales, mecánicos,
térmicos, químicos y eléctricos. Aunque el conocimiento de la naturaleza de las
emulsiones de agua y aceite han influido en el establecimiento de la tecnología
básica para su tratamiento.
De ahí la importancia otorgada al proceso de Desalado de Petróleo
Crudo, mediante la selección adecuada del equipo, en este caso se enfoca la
investigación al Desalado Electrostático.
Análisis de Fallas en Desaladoras Electrostáticas y Soluciones
PROYECTO DE INVESTIGACIÓN
12
II.1. Formación de Emulsiones
Las emulsiones de aceite y agua son dispersiones de gotas de agua en
el aceite, que se vuelven estables por la acción de algunos materiales
presentes en el aceite. Este tipo de emulsión es el más común.
En el ámbito petrolero las emulsiones de agua en aceite “Wáter/Oíl”
(W/O) son llamadas emulsiones directas, mientras que las emulsiones de aceite
en agua “Oíl/Wáter” (O/W) son llamadas emulsiones inversas. Esta clasificación
simple no siempre es adecuada, ya que emulsiones múltiples o complejas
(o/W/O ó w/O/W) pueden también ocurrir.
En las emulsiones directas, la fase acuosa dispersa se refiere
generalmente como agua y sedimento (A&S) y la fase continua es petróleo
crudo. El agua y sedimentos (A&S) es principalmente agua salina o salmuera;
sin embargo, sólidos como arena, lodos, carbonatos, productos de corrosión y
sólidos precipitados o disueltos se encuentran también presentes, por lo que el
agua y sedimento también es llamada Agua y Sedimento Básico (A&SB).
Otra forma de clasificar las emulsiones directas producidas es como
duras y suaves. Por definición una emulsión dura es muy estable y difícil de
romper, principalmente porque las gotas dispersas son muy pequeñas. Por otro
lado, una emulsión suave o dispersión es inestable y fácil de romper. En otras
palabras, cuando un gran número de gotas de agua de gran diámetro están
presentes, ellas a menudo se separan fácilmente por la fuerza gravitacional. El
agua que se separa en menos de cinco minutos es llamada agua libre.
Análisis de Fallas en Desaladoras Electrostáticas y Soluciones
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La cantidad de agua remanente emulsionada varía ampliamente desde
1 a 60 % en volumen. En los crudos medianos y ligeros (>20 °API) las
emulsiones contienen típicamente de 5 a 20 % volumen de agua, mientras que
en los crudos pesados y extrapesados (<20 °API) tienen a menudo de 10 a 35
% de agua.
La cantidad de agua libre depende de la relación agua/aceite y varía
significativamente de un pozo a otro. En este trabajo, la palabra “agua” significa
agua producida y es una salmuera conteniendo cloruro de sodio “NaCl” y otras
sales.
II.2. Agentes Emulsionantes
Los agentes emulsionantes son numerosos y pueden ser clasificados
de la siguiente manera:
Compuestos naturales surfactantes como asfáltenos y resinas
conteniendo ácidos orgánicos y bases, ácidos nafténicos, ácidos carboxílicos,
compuestos de azufre, fenoles, cresoles y otros surfactantes naturales de alto
peso molecular.
Sólidos finamente divididos, como arena, arcilla, finos de
formación, esquistos, lodos de perforación, fluidos para estimulación,
incrustaciones minerales, productos de la corrosión (por ejemplo sulfuro de
hierro, óxidos), parafinas, asfáltenos precipitados. Los fluidos para
estimulación de pozos pueden contribuir a formar emulsiones muy estables.
Químicos de producción añadidos como inhibidores de
corrosión, biocidas, limpiadores, surfactantes y agentes humectantes.
Análisis de Fallas en Desaladoras Electrostáticas y Soluciones
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14
II.3. Surfactantes Naturales
Los surfactantes naturales se definen como macromoléculas con
actividad interfacial que tienen un alto contenido de aromáticos y por lo tanto
relativamente planas con al menos un grupo polar y colas lipofílicas, con
actividad interfacial.
Estas moléculas pueden apilarse en forma de micelas. Se forman de las
fracciones ácidas de asfáltenos, resinas, ácidos nafténicos y materiales
porfirínicos.
Estos surfactantes pueden adsorberse a la interfase de la gota de agua
y formar una película rígida que resulta en una alta estabilidad de la emulsión
W/O formada, lo cual ocurre en menos de tres días. Es por eso, que la emulsión
debe tratarse lo más pronto posible con diferentes agentes como: química
deshidratante, calor, sedimentación por centrifugación o electrocoalescencia.
La película interfacial formada estabiliza la emulsión debido a las
siguientes causas:
a) Aumenta la tensión interfacial. Por lo general, para
emulsiones de crudo la tensión interfacial es de 30 a 36 mN/m. La
presencia de sales también aumenta la tensión interfacial.
b) Forman una barrera viscosa que inhibe la coalescencia de las
gotas. Este tipo de película ha sido comparada con una envoltura plástica.
c) Si el surfactante o partícula adsorbida en la interfase es polar,
su carga eléctrica provoca que se repelan unas gotas con otras.
Análisis de Fallas en Desaladoras Electrostáticas y Soluciones
PROYECTO DE INVESTIGACIÓN
15
Un segundo mecanismo de estabilización ocurre cuando los
emulsionantes son partículas sólidas muy finas. Para ser agentes
emulsionantes, las partículas sólidas deben ser más pequeñas que las gotas
suspendidas y deben ser mojadas por el aceite y el agua. Luego estas finas
partículas sólidas o coloides (usualmente con surfactantes adheridos a su
superficie) se colectan en la superficie de la gota y forman una barrera física.
Ejemplos comunes de este tipo de emulsionante son el sulfuro de hierro y la
arcilla.
Las solubilidades de hidrocarburos son bajas, pero varían desde 0.0022
ppm para el tetradecano “C14H30” hasta 1.760 ppm para el benceno “C6H6” en
agua. La presencia de dobles enlace carbono-carbono (por ejemplo alquenos y
aromáticos) incrementan la solubilidad del agua. El agua está lejos de ser
soluble en hidrocarburos saturados (por ejemplo: parafinas o alcanos) y su
solubilidad disminuye con el incremento del peso molecular de los
hidrocarburos.
Cada gota de agua es cubierta por una película de agente
emulsificante; las gotas quedan aisladas entre sí tanto física como
eléctricamente. De la naturaleza de esta película rígida o elástica, depende la
estabilidad de la emulsión. Esta película es el resultado de la adsorción de los
agentes químicos emulsificantes polares de alto peso molecular (generalmente
asfáltenos).
Durante las operaciones de extracción del petróleo, la mezcla bifásica
de petróleo crudo y agua de formación se desplazan en el medio poroso a una
velocidad del orden de 1 pie/día, lo que es insuficiente para que se forme una
emulsión.
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16
Sin embargo, al pasar por todos los accesorios que conlleva el
transporte en superficie (bombas, válvulas, codos, restricciones, etc.) se
produce la agitación suficiente para que el agua se disperse en el petróleo en
forma de emulsión W/O estabilizada por las especies de actividad interfacial
presentes en el crudo. Las emulsiones formadas son macro-emulsiones W/O con diámetro de gota entre 0.1 a 100 μm.
Existen tres requisitos esenciales para formar una emulsión:
Dos líquidos inmiscibles, como el agua y el aceite.
Suficiente agitación para dispersar uno de los
líquidos en pequeñas gotas en el otro.
Un agente emulsionante para estabilizar las gotas
dispersas en la fase continúa.
II.4. Campo Eléctrico
Todas las refinerías que reciben aceite conteniendo sal, utilizan
tratadores electrostáticos. En el campo apenas comienza su empleo,
incorporando una sección eléctrica en los tratados convencionales.
La base para la unión o coalescencia electrostática de las gotas la
proporciona la propia molécula de agua; formada por una parte de oxigeno y
dos de hidrógeno que al unirse configuran un campo eléctrico. El centro del
componente positivo, el hidrógeno, esta en un extremo y el componente
negativo, el oxigeno, esta en el otro (Figura 1-a). Esto es un dipolo y responde a
la aplicación de un campo eléctrico.
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17
Bajo la influencia de un campo eléctrico una gota de agua se deforma
elipsoidalmente, (Fig. 1-b). Con el alargamiento de la gota, la película que la
rodea puede romperse, facilitando la coalescencia de gotas adyacentes.
Figura 1. Movimiento de una gota.
De mayor importancia es el desplazamiento de las gotas bajo el efecto
eléctrico. Las gotas adyacentes se alinean con las líneas de fuerza del campo
eléctrico y con el voltaje de la corriente alterna, las gotas se afectarán 120
veces/seg (Fig. 1-c).
Al mismo tiempo el electrodo positivo atrae a las cargas negativas y el
electrodo negativo a las cargas positivas. La fuerza de atracción para gotas del
mismo tamaño puede expresarse matemáticamente por la Ley de Coulomb:
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18
donde q es la carga de la gota, x es la distancia entre los centros de las gotas y
εo la permitividad de la fase continua. La dirección del movimiento depende de
la polaridad de la carga y del campo eléctrico. Para una gota cargada por
contacto directo con un electrodo, la fuerza resultante es:
siendo εoil la constante dieléctrica relativa del crudo y E el campo eléctrico.
Esta fuerza ocasiona que la gota cargada emigre hacia el electrodo de
carga opuesta y se inicie entonces el contacto con otras gotas, permitiendo la
coalescencia. Para dos gotas polarizadas de igual tamaño alineadas en el
campo eléctrico, la fuerza de atracción es:
En un campo de corriente directa (D.C.), las gotas emigrarán en un
patrón continuo con una velocidad determinada por la viscosidad de la fase
continua. Las gotas gradualmente perderán su carga, dependiendo del tiempo
de relajación de la fase continua.
En el caso de corriente continua (A.C.), una gota cargada tenderá a
oscilar en una posición media entre los electrodos. Una gota puede llegar a
cargarse por otros mecanismos como: ionización, adsorción preferencial de
iones a la interfase (doble capa eléctrica) o transferencia de carga convectiva
desde un electrodo por la fase orgánica.
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19
En investigaciones realizadas se ha podido estudiar el fenómeno que
hace que los voltajes de corriente directa (D.C.) sean tan efectivos y permitan
remover grandes cantidades de agua. Este principio se esquematiza en la
Figura 2. En esta figura se representa un crudo fluyendo verticalmente con una
sola gota de agua presente. A medida que la gota entra en el alto gradiente de
la corriente directa (D.C.) entre los electrodos, éste le induce una carga a la
superficie de la gota, que es igual a la del electrodo más cercano, por lo que
inmediatamente ambos se repelen y la gota es atraída hacia el electrodo de
carga contraria.
Cuando la gota se acerca al electrodo de carga contraria, la carga
superficial de la gota se altera por el gran potencial del ahora electrodo más
cercano, lo que hace que sea repelida de nuevo y atraída por el electrodo de
carga contraria. Este movimiento de la gota es una migración ordenada entre
los electrodos. Los altos potenciales de corriente directa (D.C.) retienen a las
gotas de agua hasta que sean suficientemente grandes como para sedimentar.
Considerando lo anteriormente expuesto para un sistema de una
emulsión W/O con miles de gotas de agua. Las gotas polarizadas (cargadas
mitad positivamente y mitad negativamente) tenderán a colisionar entre sí, por
lo cual la coalescencia ocurrirá más rápido. Este fenómeno también hace que
gotas en medios más viscosos colisionen y son necesarias altas temperaturas.
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20
Campo D.C.
Figura 2. Movimiento de una gota de agua entre dos electrodos de polaridad dual.
Si la distancia entre partículas disminuye, la fuerza de atracción
aumenta en forma notable. La respuesta a la coalescencia ocurre en
centésimas de segundo.
Un aumento en el gradiente eléctrico podría acelerar el proceso, pero el
voltaje fluctúa entre 12 000 y 30 000 volts y varía inversamente proporcional a
la densidad del crudo y a la conductividad de la emulsión por tratar.
El proceso inicial es capacitivo, resultando quizás de la conducción
superficial en las gotas de agua que se tocan, más que de la conducción a
través de las gotas.
Esta fase inicial es influenciada por factores como: viscosidad de la fase
aceite, volumen de la fase dispersa y voltaje aplicado. En la última región la
conducción ocurre a través de las gotas (coalescencia), y la duración de está
zona se ve afectada por el voltaje aplicado y la presencia de aditivos químicos;
a mayor voltaje o mayor concentración de química, más rápida es la eliminación
de salmuera.
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21
En la Figura 3 se ilustra esquemáticamente el proceso de
electrocoalescencia, el cual se lleva a cabo dentro del tanque de la Desaladora.
La longitud de las cadenas se hace mayor, formando puentes entre los electrodos.
La longitud de las cadenas se hace mayor, formando puentes entre los electrodos.
Figura 3. Esquema del proceso de electrocoalescencia.
II.5. Propiedades que intervienen en la estabilidad de la emulsión
a) Tensión interfacial. Una reducción de la tensión interfacial no es
suficiente para aumentar la estabilidad de la emulsión. Se ha encontrado
recientemente que los sistemas de tensión ultra-baja producen emulsiones
inestables.
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22
Estudios de tensión interfacial dinámica entre crudo y agua muestran
que la tensión disminuye con el tiempo y que se requieren varias horas de
contacto para obtener un valor estable.
A partir de las mediciones de tensión interfacial (IFT) se puede concluir
que es la fracción de la resina que tiene la más alta afinidad por la interfase. Las
resinas pueden reducir el IFT a los valores cerca de 15 mN/m. Mientras que los
asfáltenos la reducen en 25 mN/m como valor límite. El valor para el petróleo
crudo es del orden de 30 mN/m, lo cual revela que hay otros componentes
externos o impurezas que influencian el IFT además de las resinas y asfáltenos.
b) Viscosidad de la fase externa. Una viscosidad alta en la fase
externa disminuye el coeficiente de difusión y la frecuencia de colisión de las
gotas, por lo que se incrementa la estabilidad de la emulsión. Una alta
concentración de las gotas también incrementa la viscosidad aparente de la
fase continua y estabiliza la emulsión. Este efecto puede ser minimizado
calentando la emulsión.
c) Tamaño de la gota. Gotas muy pequeñas menores de 10 μm
generalmente producen emulsiones más estables. Una amplia distribución de
tamaños de partículas resulta en general en una emulsión menos estable.
d) Relación de volumen de fases. Incrementando el volumen de la
fase dispersa se incrementa el número de gotas y/o tamaño de gota y el área
interfacial. La distancia de separación se reduce y esto aumenta la probabilidad
de colisión de las gotas. Todos estos factores reducen la estabilidad de la
emulsión.
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23
e) Temperatura. Usualmente, la temperatura tiene un efecto muy fuerte
en la estabilidad de la emulsión. Incrementando la temperatura se reduce la
adsorción de surfactantes naturales y superficial. Todos estos cambios reducen
la estabilidad de la emulsión. En presencia de surfactantes aniónicos, un
aumento de temperatura aumenta la afinidad de estos por la fase acuosa,
mientras que lo inverso ocurre con surfactantes no-iónicos.
f) pH. La adición de ácidos o bases inorgánicos cambia radicalmente la
formación de películas de asfáltenos y resinas que estabilizan las emulsiones
agua-aceite. Ajustando el pH se puede minimizar la rigidez de la película que
estabiliza la emulsión y aumentar la tensión superficial. La estabilización de la
tensión interfacial depende del pH de la fase acuosa, por lo cual la adsorción en
la interfase presenta una histéresis que indica que las diferentes moléculas
emulsionantes (surfactantes naturales que contienen grupos ácidos y bases)
poseen cinéticas de equilibrio muy diferentes.
g) Envejecimiento de la interfase. A medida que la interfase envejece
la adsorción de los surfactantes se completa y debido a las interacciones
laterales entre las moléculas aumenta la rigidez de la película hasta un valor
estable en unas 3 a 4 horas. Esta película o piel alrededor de la gota llega a ser
más gruesa, más fuerte y más dura.
Además, la cantidad de agentes emulsionantes se incrementa por
oxidación, fotólisis, evaporación o por la acción de bacterias.
h) Salinidad de la salmuera. La concentración de la salmuera es un
factor importante en la formación de emulsiones estables. Agua fresca o
salmuera con baja concentración de sal favorecen la estabilidad de las
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24
emulsiones. Por el contrario, altas concentraciones de sal tienden a reducirla.
i) Tipo de aceite. Los crudos con aceite de base parafínica usualmente
no forman emulsiones estables, mientras que los crudos nafténicos y de base
mixta forman emulsiones estables. Ceras, resinas, asfáltenos y otros sólidos
pueden influenciar la estabilidad de la emulsión. En otras palabras, el tipo de
crudo determina la cantidad y tipo de emulsionantes naturales.
j) Diferencia de densidad. La fuerza neta de gravedad que actúa en
una gota es directamente proporcional a la diferencia en densidades entre la
gota y la fase continua. Aumentando la diferencia de densidad por incremento
de la temperatura se logra aumentar la velocidad de sedimentación de las gotas
y por ende, se acelera la coalescencia.
k) Presencia de cationes. Los cationes divalentes como calcio y
magnesio tienen tendencia a producir una compactación de las películas
adsorbidas, probablemente por efecto de pantalla electrostática de un lado, y
por otro, la precipitación de sales insolubles en la interfase.
l) Propiedades reológicas interfaciales. Generalmente, cuando una
interfase con moléculas de surfactantes adsorbidas se estira o dilata se generan
gradientes de tensión. Los gradientes de tensión se oponen al estiramiento e
intentan restaurar la uniformidad de la tensión interfacial. Como consecuencia,
la interfase presenta una cierta elasticidad. Éste es el efecto llamado Gibbs-
Marangoni.
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25
Capítulo III
DESALADO DE PETRÓLEO CRUDO
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III. DESALADO DE PETRÓLEO CRUDO
El proceso de desalado consiste en la remoción de las pequeñas
cantidades de sales inorgánicas, que generalmente quedan disueltas en el
agua remanente, mediante la adición de una corriente de agua fresca (con bajo
contenido de sales) a la corriente de crudo deshidratado, ver figura 4.
Posteriormente, se efectúa la separación de las fases agua y crudo,
hasta alcanzar las especificaciones requeridas de contenido de agua y sales en
el crudo.
Las sales minerales están presentes en el crudo en diversas formas:
como cristales solubilizados en el agua emulsionada, productos de corrosión o
incrustación insolubles en agua y compuestos organometálicos como las
porfirinas.
Después de la deshidratación o del rompimiento de la emulsión, el
petróleo crudo todavía contiene un pequeño porcentaje de agua remanente.
Los tratamientos típicos anteriormente mencionados (adición de
desemulsionante, calentamiento, sedimentación y tratamiento electrostático)
pueden reducir el porcentaje de agua del crudo en intervalos de 0.2-1 %
volumen.
La salinidad de la fase acuosa varía desde 100 ppm hasta la
saturación, que es de 300 000 ppm (30 % peso); sin embargo lo usual es
encontrar salmueras en el rango de 20 000- 150 000 ppm (2 a 15 % peso). Por
comparación, el agua de mar contiene de 30 000- 43 000 ppm (3 a 4,3 % peso)
de sales disueltas.
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27
El contenido de sal en el crudo normalmente es medido en libras de
cloruro, expresado como cloruro de sodio equivalente por 1 000 barriles de
crudo limpio (Libras por Mil Barriles, “LMB” o en inglés Pounds per Thousand
Barrels, “PTB”).
Cuando el crudo es procesado en las refinerías, la sal puede causar
numerosos problemas operativos, como disminución de flujo, taponamiento,
reducción de la transferencia de calor en los intercambiadores, taponamiento
de los platos de las fraccionadoras. La salmuera es también muy corrosiva y
representa una fuente de compuestos metálicos que puede envenenar los
costosos catalizadores. Por lo tanto, las refinerías usualmente desalan el crudo
de entrada entre 15 y 20 LMB para el caso de refinerías sencillas, en aquellas
de conversión profunda las especificaciones pueden ser más exigentes,
alcanzando valores de 1 LMB.
Figura 4. Esquema típico del Proceso de Desalado.
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28
III.1. Proceso de Desalado de Petróleo Crudo
El desalado es una operación de separación por deshidratación. El
sistema de separación consiste en un deshidratador como primer paso y un
segundo paso en el desalado electrostático. La deshidratación y el desalado
están basados en un principio de coalescencia electrostática. Es decir, el
desalado utiliza un fenómeno conocido como coalescencia electrostática para
acelerar la separación de las pequeñas gotas de agua, fenómeno que puede
describirse como sigue.
Cuando dos líquidos inmiscibles, uno conductor y el otro no, pasan a
través de un campo eléctrico de alta intensidad, el líquido conductor,
coalesce formando pequeñas gotas y decanta por diferencia de densidades
separándose del petróleo crudo.
Esto es, la desaladora funciona debido a que tiene en su interior
suspendidas por medio de aisladores dos electroplacas (electrodos) en la
mitad superior del recipiente. Estas placas están cargadas eléctricamente a
voltajes que varían entre 13 000 a 33 000 volts, según el tipo de desaladora. La
corriente la proporcionan transformadores montados en la parte superior del
recipiente.
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29
La corriente de alto voltaje es introducida al recipiente por medio de
cables que penetran por el buje (bushing) de entrada eléctrica.
El proceso de desalado puede dividirse en tres etapas:
calentamiento, mezclado y separación. El calor se usa para reducir la
viscosidad del crudo, el agua se dispersa (se disgrega en gotitas de 0.0005 a
0.00005 plg. para formar la emulsión) para disolver la sal y diluir la
concentración de sales en el agua que viene del crudo, el agua entonces es
separada del crudo por acción de un campo eléctrico.
Al estar el agua en forma de emulsión, se disuelve y engloba fácilmente
las sales y demás sólidos que hay en el aceite, pasando luego esta emulsión a
la desaladora, a través de una válvula mezcladora que termina de formar la
emulsión de crudo - agua.
Con pH's mayores de 7 del agua de lavado puede dificultarse la
ruptura de la emulsión debido a la formación bajo estas condiciones de sales
sódicas de sulfonatos, tienen gran actividad superficial y estabilizan la
formación de contaminantes.
Es evidente que económicamente hablando no se puede lograr una
solución satisfactoria para eliminar el contenido de sal en el petróleo crudo
utilizando solo una etapa, Figura 5. Esto es si la salinidad del agua producida
con el petróleo es mucho mayor de 20 000 ppm (agua de formación tiene una
concentración de 50 000 – 250 000 mg / L) por lo que dos etapas del sistema
(una deshidratación y otra etapa de desalación etapa) es lo mas aconsejable,
Figura 6.
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30
Figura 5. Sistema de Desalado de una sola etapa.
Como se muestra en la Figura 6, el agua de lavado, también llamada
agua de dilución, se mezcla con el petróleo crudo procedente de la fase de
deshidratación.
El agua de lavado, que podría ser agua dulce, o agua con menor
salinidad que el remanente de agua, se mezcla con el agua remanente, por lo
tanto, diluye la concentración de la sal. La mezcla resulta en la formación de
agua de la emulsión de aceite.
El agua que se separa, sale a través del campo de producción de
tratamiento de aguas y el sistema de eliminación. En las dos etapas del
sistema de desalado, el agua de dilución, se añade en la segunda etapa, el
agua eliminada en la segunda etapa se recicla y se utiliza como agua de
dilución para la primera etapa de desalado. Dos etapas son los sistemas de
desalado que normalmente se utilizan para minimizar el agua de lavado.
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31
La mezcla de petróleo crudo para desalado es normalmente realizada
por el bombeo del mismo (que es la fase continua) y el agua de lavado (que es
la fase dispersa) por separado se mueve a través de un dispositivo. El
dispositivo habitual de la mezcla es simplemente una válvula de la regulación.
En el tratamiento de emulsiones generalmente se utilizan métodos de
calefacción, químicos o eléctricos (o una combinación de ellos). En el desalado
se utiliza un proceso químico que implica la adición de agentes químicos y
agua de lavado, seguido por un calentamiento. En la solución el tiempo varía
desde unos pocos minutos a 2 horas. Algunos de los agentes químicos
comúnmente son: sulfonatos, alcoholes de cadenas largas y ácidos grasos.
Figura 6. Sistema de desalado de dos etapas.
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32
III.2. Desalado Electrostático
En este caso, un campo eléctrico externo se aplica a las pequeñas
gotas de agua promoviendo la formación de gotas de diámetro mayor fuera del
petróleo. El campo eléctrico puede ser aplicado a cualquiera de las siguientes
modalidades:
• Cuando en el recipiente exista agua rica en emulsiones. La
corriente alterna (AC) es aplicada, alterando la polaridad de la
molécula de agua para favorecer a la coalescencia. Un
diagrama esquemático de coalescencia electrostática de AC
se muestra en la Figura 7.
• AC / DC sobre la superficie para obtener la máxima deshidratación. Una combinación de CA y CC (corriente
continua) se utiliza en este caso. La configuración básica de
este proceso se muestra en la Figura 8. La acción se produce
en la zona debajo de los electrodos, mientras que el campo
CC se produce entre electrodos adyacentes. Esta disposición
del arreglo alcanza un máximo de agua eliminada.
• Cuando la variación de los gradientes del campo eléctrico
aumenten para obtener la máxima reducción de sal. Si el
gradiente del campo se incrementa más allá de un cierto límite
campo eléctrico (CE), podrá favorecer al tamaño de las gotas
formadas.
Por lo tanto, el tamaño de gota puede ser controlado en la superficie de
la emulsión. El campo eléctrico (CE) puede ser utilizado tanto para mezclar
como para separar las gotas.
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33
El proceso puede repetirse muchas veces durante el tiempo de
retención de las gotas dentro del campo eléctrico. La variación de la Tensión
crea la mezcla así como la coalescencia, se muestra en Figura 9.
En el proceso de Desalado Electrostático, se aplica un alto potencial de
campo eléctrico (16 500 – 33 000 V) y se hace a través de la solución en los
tanques para ayudar a coalescencia, como se muestra en la Figura 10. El
concepto electroquímico que se utiliza es referido a agentes químicos que
favorecen la generación de un campo eléctrico y se ilustra esquemáticamente
en la Figura 11.
En el proceso de desalado, es una práctica común aplicar suficiente
presión para eliminar cualquier pérdida de hidrocarburos debido a la
vaporización del petróleo. La presión que normalmente se utiliza en un proceso
de desalado se encuentra en el intervalo de 50-250 PSI.
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Figura 7. Doble Polaridad campo AC/DC
Figura 8. Coalescencia Electrostática AC.
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35
Figura H. Modulación de Voltaje.
Figura 9. Modulación de Voltaje.
Figura 10. Desalado Eléctrico.
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Figura J. Sistema típico utilizado para el aprovechamiento
Figura 11. Sistema típico utilizado para el aprovechamiento electroquímico.
La aplicación del campo eléctrico sobre la emulsión induce a la
formación de dipolos eléctricos en las gotas de agua, lo que origina una
atracción entre ellas e incrementa su contacto y posterior coalescencia. Como
efecto final se obtiene un aumento en el tamaño de las gotas, lo que permite su
sedimentación por gravedad.
Cuando un líquido no conductor contiene una fase dispersa de un
líquido conductor, por ejemplo el agua, se somete a un campo electrostático,
las partículas conductoras o gotas dispersas son obligadas a conjuntarse por la
acción de tres fenómenos físicos:
• Las gotas se polarizan y tienden a alinearse con el campo
eléctrico. Esto hace que los polos eléctricos positivos y
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37
negativos generados en los extremos de las gotas se ubiquen
adyacentes unos con otros. La atracción eléctrica resultante
permite el choque entre las gotas, lo cual ocasiona su
coalescencia.
• Las gotas son atraídas hacia los electrodos debido a una carga
inducida. Bajo un campo eléctrico alterno (AC), producto de
la inercia, las gotas pequeñas dispersas tienen una mayor
longitud de vibración que las grandes lo que promueve la
coalescencia.
• El campo eléctrico tiende a distorsionar las gotas con un
alargamiento de estas, lo que debilita la película emulsificante
absorbida en la interfase agua-crudo. El campo eléctrico
obliga a una partícula eléctrica a moverse rápidamente en
direcciones aleatorias, lo cual incrementa en gran medida la
posibilidad de coaliciones con otras gotas. Cuando estas
chocan entre sí a una velocidad razonable ocurre la
coalescencia.
III.3. Componentes de una Desaladora
a. Recipiente
Sus dimensiones están en función del tiempo de residencia requerido
para la capacidad de diseño, con el objeto de evitar turbulencias dentro del
recipiente que afecten la separación agua - crudo.
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38
b. Válvula mezcladora
Va instalada en la línea de crudo a la entrada de la desaladora,
con manómetros a cada lado de la válvula, para medir la caída de presión, lo
cual va relacionada con el grado de emulsión crudo - agua requerida. Esta
válvula es operada manualmente y su propósito es el de mezclar el agua de
lavado añadida al crudo a un grado necesario para hacer contacto con todas
las gotas de salmuera en el crudo. La máxima caída de presión
recomendada es de 1.5 kg/cm2.
c. Distribuidor de entrada
Este dispositivo está diseñado para proporcionar la mezcla de crudo -
agua en forma uniforme a lo largo del recipiente. Por medio de éste se logra
también que el flujo entre al recipiente a baja velocidad, siendo este flujo
esencialmente laminar. Regularmente la mezcla de crudo - agua se introduce
por abajo del nivel de interfase, lo cual proporciona un lavado adicional del
crudo y una acción coalescente.
En casos donde los crudos son más pesados en el intervalo de 12 a 20
°API puede ser ventajoso introducir el crudo emulsionado arriba de la interfase
agua - crudo.
d. Colector de salida
Este dispositivo de línea interna está localizado en el recipiente arriba
de los electrodos, tan cerca del domo como sea mecánicamente posible. Esta
diseñado para absorber el crudo ya desalado a lo largo del recipiente, con el
objeto de evitar canalizaciones a través de la zona de electrodos.
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e. Extracción de agua (salmuera)
Sobre la boquilla de extracción de salmuera, existe una placa en
forma de cuadro o disco, con el objeto de evitar canalizaciones y así impedir
que el aceite crudo entre la corriente de salmuera afluente.
Entrada y salida de agua
El circuito de agua para el desalado, normalmente cuenta con: un
tanque de almacenamiento del cual succiona una bomba, y sobre la línea de
descarga se tiene un controlador de flujo, antes de alimentar a los
cambiadores de calor contra la salmuera efluente. El agua parcialmente
caliente se inyecta a la corriente de crudo.
La salida de agua de la desaladora después de cambiar calor contra la
entrada pasa a través de una válvula de control de nivel de la interfase agua -
crudo.
f. Aisladores de soporte
Los electrodos están suspendidos por soportes unidos a la parte
superior del recipiente, estos se encuentran aislados por teflón sólido 100%
virgen de grado eléctrico.
g. Buje de entrada
La alimentación de energía eléctrica se logra a través de un cable
común y corriente blindado para alta temperatura y alto voltaje. Uno de sus
extremos se localiza en el interior de una caja de conexiones de acero dentro
del transformador y el otro extremo conectado al electrodo dentro del
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40
recipiente. Toda tensión eléctrica tendiente a ocasionar fallas por caída
dieléctrica, es soportada por este cable.
Entre el recipiente y el transformador, el cable se encuentra alojado en
una tubería llena de aceite a presión, De esta manera el ensamblaje satisface,
las especificaciones de seguridad.
h. Electrodos
Electrodo superior
Este se encuentra localizado arriba de la línea media del recipiente y
arriba del electrodo inferior. Generalmente el electrodo superior está conectado
a tierra a la pared del recipiente.
Electrodo inferior
Este se encuentra localizado abajo del electrodo superior, cuando este
electrodo se encuentra energizado con alto voltaje de tres fases, se divide el
electrodo en tres rejillas de igual área para proporcionar un sistema
balanceado.
i. Suministro de energía eléctrica
La alimentación de corriente a los coalescedores electrostáticos está
provista de sistemas abastecedores de corriente limitada, con aislamiento de
aceite, Este incluye interruptores y medidores de corriente, voltaje y carga. El
interruptor está ajustado para proteger el sistema en caso de falla del
mecanismo limitador de la impedancia.
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41
Cada unidad está provista de un “switch” accionado por un flotador
(bajo nivel) para desenergizar el sistema.
Interruptor de seguridad
Este mecanismo está diseñado para hacer contacto entre los
electrodos, cuando el recipiente no está lleno de líquido, esto impide que se
aplique corriente a los electrodos en estos períodos.
j. Controlador de nivel
Debido a que el recipiente se encuentra lleno con dos productos
separados, es necesario mantener un nivel de interfase, crudo arriba y
salmuera abajo, para esto se cuenta con un instrumento de medición de nivel
tipo flotador, el cual envía señal a un controlador, para que este a su vez
posicione una válvula de control ubicada en la línea de salida de salmuera.
Este se encuentra protegido para evitar que se columpie y está
suspendido por el brazo de torsión del controlador ubicado en la parte exterior
de la desaladora.
k. Muestreador ajustable
Para localizar el nivel de interfase en el interior de la desaladora se
cuenta con un muestreador ajustable “Swing” para extraer producto del interior
de la desaladora a diferentes alturas, moviendo un maneral con escala
graduada para seleccionar la altura a la que se quiera la muestra. Esta
supervisión es de apoyo al controlador automático que mantiene el nivel de
interfase agua – crudo.
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42
l. Válvula de seguridad
Este es un dispositivo de seguridad, va instalado en la parte superior
de la desaladora para proteger al equipo de la alta presión, generalmente están
calibradas de 20 a 30 % arriba de la presión de operación.
m. Cama de agua
Es el nivel constante dentro del recipiente y es la interfase entre el
agua y el aceite.
Suministro de vapor.
La desaladora cuenta con una inyección de vapor, para vaporizar
cuando se vaya a destapar el recipiente.
Figura 12. Partes principales de una Desaladora. (Corte longitudinal)
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43
Partes de la desaladora:
a. Recipiente. b. Válvula mezcladora.
c. Distribuidor de entrada. d. Colector de salida.
e. Extracción de agua. f. Aisladores de soporte
g. Buje de entrada. h. Electrodos.
i. Suministro de energía. j. Controlador de nivel.
k. Muestreador ajustable. l. Válvula de seguridad.
m. Cama de agua.
Figura 13. Partes principales de una Desaladora. (Vista 3D).
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44
III.4. Principios operacionales de las desaladoras electrostáticas
Es adecuado que el principio de las operaciones dentro de una
refinería comience en los tanques de almacenamiento y tubería antes de entrar
al desalado electrostático, con la finalidad de disminuir los costos de
mantenimiento de la desaladora, logrando así en los procesos posteriores una
mejor operación y una reducción en los costos de operación por ensuciamiento
o taponamiento de los equipos y tuberías.
En primera instancia el crudo es precalentado con efluentes de la
destilación mediante cambiadores de calor, el agua que viene mezclada con el
petróleo conjunto con sus impurezas es el factor por el cual se alimenta agua
de lavado, la cual es inyectada antes de la bomba de carga o después de esta,
o inclusive a mitad del tren de precalentamiento o antes de entrar a la
desaladora, esto esta determinado por la calidad del crudo.
III.5. Tipos de Desaladoras
Existen varios tipos de desaladoras que difieren entre sí, básicamente
en la localización de la distribución de la emulsión (agua / aceite) y cada una
es capaz de adaptarse a cualquier aplicación de desalado; sin embargo sus
características particulares hacen que su funcionamiento sea para ciertos
servicios específicos, a continuación se muestra información sobre sus
características esenciales.
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45
III.5.1. Cielectrica
Es una desaladora de un solo paso, elimina las sales como el cloruro
de sodio “NaCl” en un porcentaje mayor del 90 %, no permite la adecuada
remoción de sales hidrolizables de calcio y magnesio, tienen un distribuidor
ajustable que proporciona un flujo horizontal de la emulsión en el campo
eléctrico, se recomienda para flujos viscosos pesados y maneja flujos variables.
Ver Figura 14.
III.5.2. De baja velocidad
Alimenta la emulsión en la fase acuosa de donde esta fluye
verticalmente hacia el campo eléctrico, opera mejor para crudos ligeros a
medios, su desalado lo hace en dos etapas dentro del mismo recipiente o bien
con dos desaladoras en serie.
El agua de lavado fresca se alimenta a la segunda etapa, de esta se
manda a la primera, remueve el 90 % las sales como el cloruro de sodio “NaCl”
en la primera etapa y en la segunda remueve las sales como cloruros de calcio
“CaCl” y magnesio “MgCl”, así mismo la remoción de sedimentos en un 90 % y
los sólidos suspendidos de un 10 a un 40 %. Su eficiencia en desalado es del 94 -
99 % y se obtienen menor de 1.0 LMB (Ib/1000 Bls.) a la salida como cloruros.
Ver Figura 15.
III.5.3. Bieléctrica
Alimenta dos corrientes de la emulsión agua / aceite entre tres
electrodos permitiendo una mayor capacidad por unidad de volumen de
recipiente que las desaladoras de flujo vertical. Su eficiencia en el desalado es
Análisis de Fallas en Desaladoras Electrostáticas y Soluciones
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46
del 98 - 99 % soporta más alta cantidad de sales a la entrada 100 LMB y con
contenidos de sales a la salida menor a 1 LMB, remueve del 10 al 15 % de
sólidos, disminuye el consumo de aditivos y disminuye considerablemente el
arrastre de aceites en el agua de salmuera. Ver Figura 16.
Figura 14. Corte transversal de una Desaladora Cielectrica.
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Figura 15. Corte transversal de una Desaladora de Baja velocidad.
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Figura O. Corte transversal de una Desaladora Bielectrica.
Tabla 4. Eficiencia y Antigüedad de las desaladoras más comunes.
Desalado Cieléctrico
Desalado Baja Velocidad
Desalado Dieléctrico (Doble parrilla de
alta velocidad)
Período 1950-1960 1970 1980-1990 Eficiencia 84-90% 90-94% 94-99%
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49
Capítulo IV
EFECTO DE LOS PARAMETROS OPERACIONALES
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50
IV. EFECTO DE LOS PARAMETROS OPERACIONALES
IV.1. Variables de Operación Claves para el Desalado Electrostático
a) Caudal y calidad de agua de lavado
b) Presión diferencial de la válvula mezcladora
c) Presión y temperatura del petróleo crudo en el recipiente
d) Voltaje y amperaje de la rejilla
e) Nivel de interfase agua – crudo
a) Línea de lavado del sedimento acumulado en el fondo de la
desaladora
Previene la acumulación de sólidos no solubles en el fondo del
recipiente, las desaladoras deben estar equipadas con un sistema de lavado de
sedimentos, este sistema remueve los sólidos acumulados por medio de
una línea con boquillas colocadas longitudinalmente dentro del fondo del
recipiente que adicionan agua de salmuera en lugar de vapor, su inyección
se efectúa por medio de una bomba de recirculación. Se recomienda usarlo
continuamente para evitar purgas directas al drenaje industrial, ya que se
pueden afectar el control de nivel de la interfase agua – aceite, así como el
medio ambiente.
b) Presión de la desaladora
Por diseño los equipos de desalado tienen una válvula reguladora de
presión a la salida, que tienen como función sostener la presión uniforme en el
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51
equipo que es por lo regular 20 PSI (1.4 kg/cm2) arriba de la presión de
vapor de la mezcla agua - aceite en el recipiente, esta previene que el aceite
y el agua de vaporización expanda, forme gases en el recipiente y su reacción
se manifiesta en las variaciones de voltaje en sus lecturas, acarreo de agua en
el petróleo crudo desalado y pobre remoción en el desalado. Un buen
control de presión previene la gasificación, los cambios de características
fisicoquímicas dan lugar a este problema, un crudo ligero requiere mayor
presión que uno pesado.
b.1) Válvula mezcladora
La acción del mezclado depende directamente de la caída de presión
entre la entrada y la salida de la válvula, de ello dependerá la formación de la
emulsión y por ende un buen desalado y arrastre de agua en el crudo.
Si bien se requiere de un contacto efectivo en la válvula de mezclado,
esto provocará que el mezclado forme grandes o pequeñas gotas dentro de la
emulsión por lo que el agua se favorecerá al tener mas superficie de contacto
con todo lo removible.
Es por esto y la importancia de este equipo tan pequeño que se
presentan a continuación tres fenómenos básicos dentro de la válvula de
mezclado que favorecerán al proceso:
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52
Figura 18. Buena Mezcla: Las micro gotas de agua son demasiado pequeñas para ser afectadas por la gravedad y por lo tanto se encuentran lejos de ser atraídas una a la otra para poder unirse.
Figura 17. Solución poco mezclada: Presenta una baja energía de mezclado que se encuentra contaminada, esto sin tener contacto con el agua filtrada.
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53
c) Temperatura del petróleo crudo en la desaladora
La temperatura debe ser lo suficientemente alta para disminuir la
viscosidad del crudo y acelerar en lo posible la sedimentación del agua, el
intervalo de temperatura es de 120 a 140°C dependiendo del tipo de crudo.
Generalmente la desaladora no debe operar a temperatura mayor de 145°C
debido a que:
• Aumenta la conductividad originando consumos de energía
superiores.
• Aumenta la solubilidad del agua en el crudo favoreciendo el
mayor contenido de agua y sal.
d) Voltaje de la rejilla
En una buena operación se debe de mantener un voltaje mayor a los
340 volts y bajo amperaje ± 40 Amp. La variación entre una y otra
Figura 19. Esquema de una válvula de mezcla típica: la caída de presión es optimizada para asegurar el nivel de mezcla adecuado.
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54
indicación señala que algo esta sucediendo en la interfase agua - aceite,
ya sea por alto nivel o por variación en la presión del recipiente por
gasificación, por lo que se deben efectuar los ajustes necesarios.
e) Interfase agua - aceite
El nivel de interfase agua - aceite ayuda a determinar el gradiente del
campo eléctrico principal así como el tiempo de residencia tanto del crudo
como del agua en la desaladora.
De las variables arriba mencionadas la que ha presentado el mayor
desafío para medirse y controlarse en forma confiable es ,sin duda, el nivel de
interfase agua - crudo, esto permite conocer en todo momento lo que esta
ocurriendo dentro del equipo, lo que permite tomar acciones correctivas,
teniendo las siguientes ventajas:
• Disminuye el número de emergencias producidas por la acción
de la protección eléctrica sobre los transformadores.
• Implica menos arrastres de agua hacia las torres
despuntadores con los siguientes desvíos de calidad en el
corte y perdidas de producción. Esto toma relevancia
especialmente cuando se hacen cambios de tanque de
alimentación de crudo frecuentes.
• Mejora el desalado en cuanto a la remoción de sales,
sedimentos y sólidos filtrables suspendidos y reduce el
contenido de aceite en el agua de salmuera.
• El nivel recomendado para la fase de agua es de 12 a 18
pulgadas debajo de la primea parrilla o tres o cuatro pulgadas
del fondo hacia el centro.
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55
• El caudal y calidad del agua de lavado permite una mejor
remoción de sales y sedimentos.
El agua de lavado debe ser en cantidad necesaria y suficiente que de
acuerdo con la cantidad de sales debe estar dentro de un rango de un 3 al 5
% de crudos ligeros o semipesados y hasta un 7% para crudos pesados para
alta viscosidad y debe tenerse una temperatura más o menos de 80°C (mínimo)
y debe contener un máximo de 50 ppm de cloruros y un pH de 5.5 a 7.0, una
conductividad máxima de 240 S/m, una alcalinidad F=0 ( Formalidad [número
de peso-fórmula-gramo por litro de disolución]) y una alcalinidad M=96
(Molaridad [es el número de moles de soluto por cada litro de disolución]) con
un contenido de nitrógeno amoniacal de 3.0 M.
Cuando se utilicen aguas amargas o desflemadas alcalinas el
contenido de compuestos amoniacales debe de ser de 70 ppm, una
conductividad máxima de 140 S/m y un pH de 7.5. La ventaja de usar este tipo
de agua es neutralizar parte del ácido clorhídrico y disminuir la cantidad de
amina neutralizante y, por lo tanto, se reduce la corrosión.
El uso de sosa sustituye a un segundo paso de desalado en cuanto
a la adecuada eliminación de sales hidrolizables aminorando la agresividad en
el domo de la torre fraccionadora y, por consecuencia, las velocidades de
corrosión, de desgaste y así mismo de ácidos nafténicos formándose sales de
naftenatos.
Esta no es una operación fácil y se recomienda su uso cuando el
contenido de ácidos nafténicos es mayor a 1.0, pero asegurándose que el pH
de la salmuera no exceda de 7.0, para evitar la emulsión de naftenato de
sodio y formación de un sulfato estable. Con un pH de 7.0 son neutralizados
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56
aproximadamente un 30% de ácidos nafténicos, se recomienda que la
temperatura de la desaladora este arriba de 130°C.
IV.2. Efectos de un Desalado Deficiente
Incremento de gastos de mantenimiento
Corridas o índices operacionales cortos
Da lugar a paros y baja calidad de los productos
Incrementa la corrosión. Incrementa el ensuciamiento de los
equipos, (cambiadores de calor, domos de torres, etc.)
Incrementa el costo de tratamiento de agua de lavado
Incrementa los gastos de consumo de reactivos, (inhibidor de
corrosión)
Desactiva catalizadores por el sodio y metales
Baja en la Producción de gasolina despuntada y amarga
Combustóleo de baja calidad
IV.3. Variables de Proceso
Las variables del proceso se dividen básicamente en tres tipos:
IV.3.1. Variables no Controlables:
a) Calidad del Crudo
b) Corrientes de Proceso
c) Calidad del agua de lavado
d) Temperatura del desalado
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57
a) Calidad del Crudo.
El crudo generalmente se encuentra mezclado con un gran número de
contaminantes cuando es extraído de los pozos. Dependiendo del método de
transportación, el crudo recibido en los centros de refinación esta contaminado
básicamente con salmuera, sales, sedimentos básicos y sólidos filtrables.
Todos estos dos contaminantes en conjunto determinan la calidad de un crudo
con respecto a otro.
b) Corrientes de Proceso (“Slop”).
Algunas veces, el añadir corrientes de proceso al crudo afecta
desfavorablemente a la desemulsificación. Por la naturaleza de su procedencia,
las corrientes de proceso pueden contener aditivos y/o polímeros, además
otras sustancias, que pueden desestabilizar la emulsión agua-aceite dentro de
la desaladora, disminuyendo así la eficiencia del desalado.
c) Calidad del agua de Lavado.
El agua de lavado debe alimentarse en una cantidad suficiente, de
acuerdo con la cantidad de sales según el tipo de crudo a desalar, se ubique
dentro de un intervalo de un 3 - 5% para crudos ligeros o semipesados y hasta
un 7% para crudos pesados. Para alta viscosidad, debe tenerse una
temperatura más o menos de 80ºC y contener un máximo de 50 ppm de
cloruros y un pH de entre 5.5-7, y una conductividad máxima de 240 S/m.
d) Temperatura.
La mayoría de las desaladoras operan con temperaturas entre 130 y
140°C; la temperatura afecta la densidad relativa y la viscosidad del aceite con
respecto al agua.
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58
El agua se sedimenta cuando la viscosidad y la densidad del aceite son
muy bajas. Sin embargo, la conductividad del aceite generalmente se
incrementa con la temperatura y aunque este efecto no es muy significativo,
algunos crudos son particularmente conductores y exhiben un aumento en el
amperaje conforme se va aumentando la temperatura. No obstante, la
temperatura requerida en la desaladora se relaciona directamente con la baja
viscosidad.
Generalmente la desaladora no debe operar a una temperatura mayor
de 145°C ya que principalmente aumenta:
la conductividad originando mayor consumo de energía.
la solubilidad del agua en el crudo favoreciendo el mayor
contenido de agua y sal en el mismo, dificultando así la separación de
ambos.
IV.3.2. Variables Controlables:
a) Cantidad de agua de lavado
b) Energía de mezclado (ΔP)
c) Nivel de interfase
d) Tipos y cantidad de aditivos químicos
e) Lugar de inyección de agua de lavado
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59
a) Cantidad de agua de lavado (%).
El desalado es una extracción acuosa, y puede tal vez asemejarse al
lavado de petróleo crudo; y al igual que en algunos procesos de lavado se
requiere de una proporción suficiente de agua. La recomendación usual es de
5% vol. Debe existir agua suficiente para que haya una coalescencia efectiva y
por lo tanto una buena separación, aunque también debe cuidarse la
proporción de agua agregada para asegurarse de no causar problemas tanto
en el tiempo de residencia del crudo, como en el riesgo de una caída súbita de
voltaje. Este último ocasionaría que los dispositivos de protección del electrodo
energizado se accionarán debido a la cantidad excesiva de agua en la
desaladora, y que, eventualmente, resultaría en un paro no programado de la
misma.
b) Energía de Mezclado (ΔP).
Para extraer las impurezas disueltas o suspendidas en el agua, se
requiere que el agua y el crudo sean mezclados. Como en cualquier extracción,
a un buen mezclado una buena separación; sin embargo, un mezclado
excesivo puede formar una emulsión muy estable que la desaladora no pueda
romper y, por tanto, el agua que contiene las sales puede ser arrastrada junto
con el crudo.
La energía de mezclado es controlada con la válvula mezcladora que
está ubicada justo antes del tanque desalador. En una desaladora, la
optimización de la energía de mezclado se lleva a cabo con incrementos
graduales en la presión de mezclado y analizando el contenido de sedimentos
básicos y agua (A&SB).
Análisis de Fallas en Desaladoras Electrostáticas y Soluciones
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60
Un desalado puede optimizarse fácilmente con respecto al mezclado,
mediante incrementos en la caída de presión de la válvula mezcladora y
mediciones de contenido de sal, aproximadamente cada dos horas.
c) Nivel de la Interfase.
Está variable es importante, ya que define el tiempo de residencia del
crudo y del agua en las desaladoras y, por lo tanto, la eficiencia del proceso de
desalado. Un nivel bajo provoca arrastre de grasas y aceites en la salmuera,
mientras que un nivel alto (sin llegar a los electrodos) permite arrastre de agua
y sedimento en el crudo desalado. El nivel de interfase agua-crudo además
ayuda a determinar el gradiente del campo eléctrico principal.
d) Tipo y cantidad de aditivos químicos.
Estos reactivos se agregan generalmente para ayudar al desalado.
Sus funciones principales son:
Ayudar a la coalescencia del agua.
Humedecer los sólidos para facilitar su separación.
Permitir la dispersión de los hidrocarburos en la fase acuosa.
Ayudar al rompimiento de la emulsión.
Estos productos conocidos como desemulsifícantes, se adicionan al
aceite en una proporción de 3-10 ppm Volumen. Enseguida de la bomba de
carga y adelante del suministro de agua. Generalmente son productos solubles
en el aceite de manera que una vez adicionados al crudo, éste queda
preparado antes de que el agua sea inyectada.
Análisis de Fallas en Desaladoras Electrostáticas y Soluciones
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61
e) Lugar de inyección de aditivos y agua para desalado.
El agua se adiciona normalmente justo antes de la válvula mezcladora.
Algunas refinerías dividen la inyección de agua para desalado localizando un
segundo punto de entrada, tradicionalmente 1% Vol. arriba del tren de
precalentamiento para ayudar a mantenerlo limpio.
IV.3.3. Variables implícitas:
a) Voltaje y Amperaje.
El voltaje y el amperaje son registrados y leídos de acuerdo con las
condiciones imperantes en la desaladora. Un alto nivel de interfase y emulsión
en el campo se manifiesta en forma de una corriente elevada, y,
consecuentemente, se producirá una caída en el voltaje. De cualquier modo un
registro de una corriente elevada no necesariamente es síntoma de problemas
de emulsión o de nivel, puesto que como se menciona anteriormente, algunos
crudos presentan alta conductividad, y esto provoca que al desalarlos se
presente en la desaladora bajo voltaje y elevada corriente, aunque todas las
demás variables que intervienen en el proceso estén en los intervalos normales
de operación.
En una buena operación se debe mantener un voltaje mayor a los 440
volts y amperaje ± 40 amperes. La variación entre una y otra da indicación de
que algo esta sucediendo en la interfase agua-aceite ya sea por alto nivel o por
variación en la presión del recipiente por gasificación, por lo que se debe
efectuar los ajustes necesarios.
Análisis de Fallas en Desaladoras Electrostáticas y Soluciones
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Capítulo V
FALLAS MÁS COMUNES EN LAS DESALADORAS ELECTROSTÁTICAS
Análisis de Fallas en Desaladoras Electrostáticas y Soluciones
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63
V. FALLAS MÁS COMUNES EN LAS DESALADORAS ELECTROSTÁTICAS
V.1. Alto contenido de sal en el crudo desalado
Causa Principal: El contacto insuficiente entre el agua de lavado y el aceite
crudo.
Causas secundarias:
Baja caída de presión en la válvula mezcladora.
Agua de lavado insuficiente.
Baja temperatura de operación.
Exceso de crudo en la carga con respecto a la capacidad de
diseño.
Solución:
Aumentar la Caída de Presión
Aumentar la cantidad de agua
Aumentar temperatura de operación
Reducir la cantidad de aceite crudo a proceso
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64
V.2. Alto contenido de agua en el crudo desalado
Causa Principal:
La Emulsión del agua de proceso y el aceite crudo es
demasiado estable.
Altura de la interfase demasiado alta.
Causas secundarias:
Caída de presión de la válvula mezcladora demasiado alta.
Baja calidad de agua de proceso. (Lavado)
Exceso en la cantidad de agua de lavado.
Temperatura de operación demasiado baja.
Alto contenido de agua y sedimento en la corriente de aceite
crudo.
Válvula de drenado demasiado pequeña.
El flotador o controlador descompuesto.
Disminución en el peso específico del aceite crudo de proceso.
Solución:
Reduzca la caída de presión.
Mantener el pH del agua de lavado entre 6 y 8 o use otra clase
de agua.
Disminuya la cantidad de agua.
Aumente la temperatura de operación.
Análisis de Fallas en Desaladoras Electrostáticas y Soluciones
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65
Haga una mezcla de aceite crudo con menor contenido de agua
y sedimento.
Reduzca la cantidad de crudo a la cantidad de agua agregada.
Arreglar el equipo descompuesto.
Ajuste el controlador de nivel del agua.
Solución Secundaria:
Inyecte vapor a través del sistema de vaporización de la
desaladora.
Utilice un desemulsificante inyectándolo en la succión de la
bomba de carga.
V.3. Agua drenada demasiado manchada de aceite crudo Causas Principales:
La emulsión del agua de proceso (lavado) y aceite crudo es
demasiado estable.
Altura de la interfase demasiado baja.
Causas Secundarias:
Caída de presión de la válvula mezcladora demasiado alta.
Baja calidad de agua de proceso.
Análisis de Fallas en Desaladoras Electrostáticas y Soluciones
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66
Exceso de cantidad de agua de lavado.
Temperatura de operación demasiado baja.
Alto contenido de agua y sedimento en la corriente de aceite
crudo.
El controlador del nivel de agua a la válvula de drenado
descompuesto.
Aumento en el peso específico del aceite crudo de proceso.
Soluciones:
Reduzca la caída de presión.
Mantener el pH del agua de lavado entre 6 y 8 o use otra clase
de agua.
Disminuya la cantidad de agua.
Aumente la temperatura de operación.
Haga una mezcla de aceite crudo con menor contenido de agua y
sedimento.
Reduzca la cantidad de crudo a la cantidad de agua agregada.
Arreglar el equipo descompuesto.
Ajuste el controlador de nivel del agua.
Soluciones Secundarias:
Inyecte vapor a través del sistema de vaporización de la
desaladora.
Utilice un desemulsificante inyectándolo en la succión de la
bomba de carga.
Análisis de Fallas en Desaladoras Electrostáticas y Soluciones
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V.4. Variaciones Continuas en el Voltaje Causas Principales:
Formación de gas.
La emulsión de agua de lavado y el aceite crudo es demasiado
estable.
Altura de la interfase demasiado alta.
Causas Secundarias:
Temperatura de operación demasiado alta.
Presión de operación de la desaladora demasiado baja.
Caída de presión de la válvula mezcladora demasiado alta.
Baja calidad de agua de proceso.
Exceso en la cantidad de agua de proceso.
Válvula de drenado demasiado pequeña.
El flotador o controlador descompuesto.
Disminución en el peso específico del crudo.
Soluciones:
Disminuya la temperatura de operación.
Aumente la presión de operación.
Reduzca la caída depresión.
Mantenga el pH del agua de proceso (lavado) entre 6 y 8 o use
otra clase de agua.
Disminuya la cantidad de agua.
Análisis de Fallas en Desaladoras Electrostáticas y Soluciones
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68
Reduzca la cantidad de crudo a la cantidad de agua agregada,
Ajuste el controlador de nivel de agua.
Soluciones Secundarias:
Disminuya la temperatura de operación.
Aumente la presión de operación.
Reduzca la caída de presión.
Mantenga el pH del agua de proceso (lavado) entre 6 y 8 o use
otra clase de agua.
Disminuya la cantidad de agua.
Reduzca la cantidad de crudo a la cantidad de agua agregada,
Ajuste el controlador de nivel de agua.
V.5. Voltaje Demasiado bajo y luces piloto débiles Causa Principal:
Corto Circuito
Causa Secundaria:
Emulsión estable en el área de electrodos.
Conector (“bushing”) de alto voltaje dañado.
Aislante dañado.
Electrodo a tierra
Transformador dañado
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69
Soluciones:
Suspenda la inyección del agua de proceso, espere y vea si el
área de los electrodos se limpia, si no, quite la corriente por dos
horas y conecte nuevamente, observe que el voltaje vuelve a ser
normal. Si es normal inicie la inyección de agua de proceso sin
caída de presión en la válvula mezcladora, incrementándola
lentamente hasta el nivel de desalado requerido.
Reemplace el conector por uno nuevo.
Reemplace el aislante por uno nuevo.
Quite "de tierra" el electrodo.
identifique la parte dañada y repárela.
Análisis de Fallas en Desaladoras Electrostáticas y Soluciones
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70
V.6. Evaluación Económica del Proceso en general
Para una desaladora con los siguientes datos:
Capacidad = 30 000 Bls./día = 198 750 L/h.
Inversión 1999= 2 200 000 Dlls. $ 27 500 000.00
Se cuenta con los índices Para actualizar la inversión.
CE 2010 = 525.6
CE 1999 = 390.6
Para actualizar la inversión:
I 2010 = I 1999 × (CE 2010 ÷ CE 1999 )
I 2010 = $ 27 500 000 × ( 525.6 ÷ 390.6 )= $ 37 004 608
Periodo de Amortización = 100/7% de ISR= 14.3 (Pa)
Amortización anual.
α= I 2010 ÷ Pa.
α= $ 37 004 608.÷ 14.3 = $ 2 587 734.8
Análisis de Fallas en Desaladoras Electrostáticas y Soluciones
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71
Gastos totales del Desalado Electrostático.
Se consideraron los costos mas importantes dentro del proceso como
lo son:
Amortización
Agua de Enfriamiento
Energía
Mantenimiento
Suministros diversos ( Químicos, aditivos , agua de servicio)
Mano de obra
Cálculos:
• Agua de enfriamiento:
Se consumen 63 gpm
Precio del agua para uso industrial= 1.53 $/m3
63 gal/min × ( 3.785 L/1 gal)= 238.5 L/min × (525 600 min/año) = 125
355 600 L/año
= 125 355.6 m3/año × 1.53 $/m3 = 191 794 $/año
• Energía:
La Desaladora tiene una potencia de 20 Kw, los cálculos se basan en
la estimación de un año 365 días de trabajo para el equipo
Análisis de Fallas en Desaladoras Electrostáticas y Soluciones
PROYECTO DE INVESTIGACIÓN
72
Precio de la electricidad de uso industrial= 1.063 $/Kwh
20 Kw de potencia por 8760 h de un año.
20 Kw × 8760 h =175200 Kwh
175200 Kwh × 1.063 $/Kwh= 186 238 $/año
• Mantenimiento:
Este costo varia entre 3 y 8 % de la inversión de la planta por año pero
para este proceso se tomara un promedio de 5.5% de acuerdo a la inversión de
la planta.
I 2010 = 37 004 608 $/año
Mantto= 0.055 × (37 004 608 $/año)= 2 035 254 $/año
• Suministros diversos:
Se considero un 0.15% de la inversión de la planta
Suministros = (1.5 × 10 -3) × (37 004 608 $/año)= 55 507 $/año
• Mano de Obra:
El número del personal y operadores depende de la planta, siendo esta
una planta pequeña a comparación de las demás en la refinería, se considera
lo siguiente:
Análisis de Fallas en Desaladoras Electrostáticas y Soluciones
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73
Numero de Personas Ingenieros 3 Operadores 3 Técnicos 6 Total 12
Tabla 5. Relación de personal operando el proceso de Desalado Electrostático.
Se asume un salarió anual por trabajador de $ 132 219
Por lo que la Mano de obra resulta:
12 personas × $ 132 219 = 1 586 628 $/año
Gastos Totales = Agua de enfriamiento + Energía + Mantenimiento
+ Suministros diversos + Mano de Obra
GT Desalado= 191 794 $/año + 186 238 $/año + 2 035 254 $/año +
55 507 $/año + 1 586 628 $/año = $ 4 055 420 /año
Estos gastos se reducen considerablemente por concepto de los daños
ocasionados por un desalado deficiente.
Por otra parte se calcula el Costo de tubería unitaria, este nos servirá
como referencia para considerar la corrosión posterior al proceso de desalado
si no se consideran las soluciones a sus fallas.
Análisis de Fallas en Desaladoras Electrostáticas y Soluciones
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74
El diámetro de salida de la desaladora (salida del crudo) es de 14”, con
este dato ingresamos a la grafica para obtener el costo de instalación de la
tubería, el cual resulta 56 Dlls/ft, para convertirlas a medidas del SI y moneda
nacional.
Costo de tubería unitario
56 Dlls/ft × (1 ft/ 0.3048 m) × (1 000 m/ 1 Km) = 183 727 Dlls/Km = $ 2
296 587.9/año
Y su mantenimiento estará afectado por el 5.5% utilizado con
anterioridad:
Mantenimiento de tubería = $ 2 296 587.9/año × 0.055 = $ 126
312.3/año
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CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
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CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.
En la investigación realizada se reúnen las características principales
de uno de los procesos más importantes de la refinación, dado que es el
principio con el que se pueden evitar los elevados costos por mantenimiento
debido a la corrosión, obstrucción o taponamiento en la tubería y equipos
subsecuentes que transportan el hidrocarburo.
El procedimiento para asegurar que el crudo contenga el mínimo de sal
e impurezas, se denomina generalmente como desalado. Sin embargo
este término no es completamente descriptivo de los beneficios
derivados de un desalado eficiente. Mientras que el desalado elimina las
sales dañinas y humedad residual, también elimina impurezas destructivas
como lodo, arena, óxido de hierro, sulfuro de hierro y arsénico que envenenan
los catalizadores, (elimina la actividad de los catalizadores).
El desalado electroestático como proceso de separación dentro de la
industria petrolera presenta varias ventajas, principalmente la disminución en
los costos de mantenimiento, las corridas o índices operacionales que son de
más prolongadas, se evitan los paros y por lo tanto el aumento en la calidad del
producto, se disminuye considerablemente la corrosión, disminuye el
ensuciamiento de los equipos (Cambiadores, de calor, domos de torres, platos
de torres destiladoras etc.), disminuye el costo de tratamiento de agua de
lavado así como los gastos por concepto de consumo de reactivos (inhibidor de
corrosión), evitar la desactivación de catalizadores, aumento en la producción
de gasolina despuntada y amarga, y por ultimo obtener una producción de
combustóleos.
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Existen numerosos procesos de desalado de petróleo crudo, sin
embargo en este compilado de información acerca del mismo, se toma en
cuenta que el campo eléctrico es un medio sumamente efectivo para la
separación de emulsiones de agua en aceite. Del tipo de emulsiones también
depende la eficacia del desalado electroestático, factores como la Dispersión y
Coalescencia, esto gracias a la adición de agentes químicos que ayudan y
favorecen a estos fenómenos.
Al evaluar la parte económica de este proceso así como los insumos se
puede observar que se pueden reducir si se habla de un desalado eficiente, los
cálculos de tubería dentro del proceso sirve para referencial el daño por
corrosión que ocasiona.
Cabe señalar que es de gran importancia que el crudo sea desalado de
la mejor forma posible ya que la contaminación que surge a partir de drenar el
equipo lleva consigo salmuera con trazas de crudo que pudiera dañar el
ecosistema en caso de derrame o fuga en el alcantarillado de las refinerías.
El desalado de petróleo es siempre una operación difícil. Las
dificultades que presentan requieren un examen detallado por parte de los
diseñadores del desalador electrostático y la atención constante de los
operadores de la planta. Cuando los operadores y diseñadores en conjunto
hacen notar estos problemas, se puede mejorar el proceso de acuerdo a los
requerimientos del petróleo en cuestión.
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BIBLIOGRAFÍA
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PROYECTO DE INVESTIGACIÓN
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GLOSARIO
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GLOSARIO
A&S: Es la abreviatura designada para hacer referencia a agua y
sedimento en las emulsiones, principalmente compuestos por agua salada,
sólidos como arenas, lodos, sales (cloruro se sodio NaCl, Cloruro de magnesio
MgCl2 y Cloruro de Calcio CaCl2).
Acumulador: Recipiente cuyo principal objetivo es el de almacenar los fluidos
después de un condensador.
Aditivo: Sustancia química agregada a un producto para mejorar sus
propiedades, en el caso del desalado dicha sustancia es utilizada en
proporciones considerables de acuerdo a las características de la alimentación
el petróleo crudo, para cambiar las características del mismo y para mejorar
sus propiedades.
Adsorción: Proceso en el cual átomos, iones o moléculas son atrapadas o
retenidas en la superficie de un material, por lo que la sustancia es acumulada
en una determinada superficie interfacial entre dos fases y como resultado se
tiene la formación de una película líquida en la superficie de un cuerpo líquido.
Agente emulsionante: Sustancia química que permite que el petróleo se
aglomere en pequeños glóbulos que quedan en suspensión en un medio
acuoso.
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Agua amarga o desflemada: Es el agua que proviene del interior de la
desaladora, en general su contenido arrastra sales, lodos, y la formación de
acido clorhídrico.
Agua remanente: Es básicamente agua salada: esta es la que procede del
pozo petrolero y viene su nombre por su alto contenido salino. (Salmuera), los
pozos contienen en línea general agua salina, petróleo, gas, y H2S.
Amperaje: Es la fuerza o la potencia en una corriente eléctrica circulando entre
dos puntos, estos son el negativo y el positivo a través de un conductor o cable
eléctrico.
Asfáltenos: Compuestos químicos orgánicos, resultan de la destilación
fraccionada del petróleo crudo y representan los compuestos más pesados y
por tanto, los de mayor punto de ebullición.
Buje: pieza de unión mecánica entre dos partes, posiblemente en
movimiento o un punto de unión reforzado dónde un ensamble mecánico es
acoplado a otro.
Campo eléctrico: Es un campo de fuerza creado por la atracción y
repulsión de cargas eléctricas (la causa del flujo eléctrico) y se mide en Voltios
por metro (V/m). El flujo decrece con la distancia a la fuente que provoca el
campo.
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Los campos eléctricos estáticos (también conocidos como campos
electrostáticos) son campos eléctricos que no varían con el tiempo (frecuencia
de 0 Hz). Los campos eléctricos estáticos se generan por cargas eléctricas fijas
en el espacio, y son distintos de los campos que cambian con el tiempo, como
los campos electromagnéticos generados por electrodomésticos, que utilizan
corriente alterna (AC) o por teléfonos móviles, etc.
Catalizador: Propiamente dicho es una sustancia que está presente en una
reacción química en contacto físico con los reactivos, y acelera, induce o
propicia dicha reacción sin actuar en la misma.
Caudal: Cantidad de fluido que pasa por determinado elemento en la unidad
de tiempo. Normalmente se identifica con el flujo volumétrico o volumen que
pasa por un área dada en la unidad de tiempo.
Coalescencia: Propiedad o capacidad de ciertas sustancias y cosas para
unirse o fundirse con otras en una sola.
Combustóleo: Aceites pesados provenientes del proceso de refinación;
utilizados como combustibles en plantas de generación de energía, en la
industria, en barcos, etc.
Conductividad eléctrica: Propiedad natural, característica de cada cuerpo que
representa la facilidad con la que los electrones (y poros en el caso de los
semiconductores) pueden pasar por él. Varía con la temperatura.
Constante dieléctrica: (o Permitividad relativa) es una constante física que
describe cómo un campo eléctrico afecta y es afectado por un medio. Es
determinada por la habilidad de un material de polarizarse en respuesta a un
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campo eléctrico aplicado y, de esa forma, cancelar parcialmente el campo
dentro del material.
Corriente alterna: (abreviada CA en español y AC en inglés, de Alternating
Current) a la corriente eléctrica en la que la magnitud y dirección varían
cíclicamente. La forma de onda de la corriente alterna más comúnmente
utilizada es la de una onda senoidal, puesto que se consigue una transmisión
más eficiente de la energía. Sin embargo, en ciertas aplicaciones se utilizan
otras formas de onda periódicas, tales como la triangular o la cuadrada.
Corriente continúa: (CC en español, en inglés DC, de Direct Current) es el
flujo continuo de electrones a través de un conductor entre dos puntos de
distinto potencial. A diferencia de la corriente alterna (CA en español, AC en
inglés), en la corriente continua las cargas eléctricas circulan siempre en la
misma dirección (es decir, los terminales de mayor y de menor potencial son
siempre los mismos). Aunque comúnmente se identifica la corriente continúa
con la corriente constante (por ejemplo la suministrada por una batería), es
continua toda corriente que mantenga siempre la misma polaridad.
Corrosión (Electroquímica): Proceso electroquímico en el cual un metal
reacciona con su medio ambiente para formar óxido o algún otro compuesto.
La celda que causa este proceso está compuesta esencialmente por tres
componentes: un ánodo, un cátodo y un electrolito (la solución conductora de
electricidad). El ánodo es el lugar donde el metal es corroído: el electrolito es el
medio corrosivo; y el cátodo, que puede ser parte de la misma superficie
metálica o de otra superficie metálica que esté en contacto, forma el otro
electrodo en la celda y no es consumido por el proceso de corrosión. En el
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ánodo el metal corroído pasa a través del electrolito como iones cargados
positivamente, liberando electrones que participan en la reacción catódica. Es
por ello que la corriente de corrosión entre el ánodo y el cátodo consiste en
electrones fluyendo dentro del metal y de iones fluyendo dentro del electrolito.
Densidad: magnitud referida a la cantidad de masa contenida en un
determinado volumen.
Desalado: Proceso en el cual su principal objetivo es el disminuir el contenido
de sal de los hidrocarburos, generalmente los petróleos crudos, ocasionando
con esto la reducción de la corrosión en procesos siguientes.
Desalado electrostático: Proceso mediante el cual se elimina las impurezas al
petróleo crudo (Sales, lodos etc.) por medio de la aplicación de una carga
eléctrica.
Desaladora: Recipiente horizontal utilizado en la eliminación de sal del crudo
de carga a la torre de destilación atmosférica. La alimentación del crudo a la
desaladora proviene de tanques de almacenamiento, conjunto con el crudo se
alimenta vapor el cual sirve para la formación de Emulsión que mediante
cargas electrostáticas, por medio de electrodos.
Destilación atmosférica: Es un proceso de separación el cual se basa en la
transferencia de masa entre las fases líquido-gas de una mezcla de
hidrocarburos. Permite la separación de componentes en función de su punto
de ebullición. Para que se produzca el fraccionamiento o separación, es
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necesario que exista un equilibrio entre las fases líquido y vapor, que es
función de la temperatura y presión del sistema. Así los componentes de menor
peso molecular se concentran en la fase vapor y los de peso mayor, en el
líquido. Las columnas se diseñan para que el equilibrio líquido-vapor se
obtenga de forma controlada y durante el tiempo necesario para obtener los
productos deseados.
El proceso consiste en vaporizar el crudo y luego condensar los hidrocarburos
en cortes definidos, modificando la temperatura a lo largo de la columna
fraccionadora.
La fase líquida se obtiene mediante reflujos, que son recirculaciones de
hidrocarburos que retornan a la columna después de enfriarse intercambiando
calor con fluidos refrigerantes o con carga más fría. La columna de destilación
está diseñada con bandejas de platos, que es donde se produce el equilibrio
entre los vapores ascendentes y los líquidos que descienden.
Dipolo Eléctrico: Es un sistema de dos cargas de signo opuesto e igual
magnitud cercanas entre sí. Los dipolos aparecen en cuerpos aislantes o
dieléctricos. A diferencia de lo que ocurre en los materiales conductores, en los
aislantes los electrones no son libres. Al aplicar un campo eléctrico a un
material dieléctrico este se polariza dando lugar a que los dipolos eléctricos se
reorienten en la dirección del campo disminuyendo la intensidad de éste.
Electrodo: Un electrodo es un conductor utilizado para hacer
contacto con una parte no metálica de un circuito. Un electrodo en una celda
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electroquímica, se refiere a cualquiera de los dos conceptos, sea ánodo o
cátodo.
El ánodo es definido como el electrodo al cual los electrones vienen de la celda
y ocurre la oxidación, y el cátodo es definido como el electrodo en el cual los
electrones entran a la celda y ocurre la reducción. Cada electrodo puede
convertirse en ánodo o cátodo dependiendo del voltaje que se aplique a la
celda.
Emulsión: Una emulsión es una dispersión termodinámicamente inestable de
dos o más líquidos inmiscibles o parcialmente miscibles. Los diámetros de las
gotas líquidas que se encuentran dispersas se encuentran en el rango de 0.1 y
20 ìm. Aunque se traten de dispersiones termodinámicamente inestables, las
emulsiones pueden convertirse en cinéticamente estables gracias a la
presencia de agentes tensoactivos que presentan la capacidad de absorción en
las superficies de las gotas. En la mayoría de las emulsiones una de las fases
es acuosa y la otra un aceite polar. Las emulsiones con el aceite como fase
dispersa se conocen como emulsiones de aceite en agua (oil-in-water, o/w) y
las emulsiones con agua como fase dispersa se conocen como emulsiones de
agua en aceite (water-in-oil, w/o).
Esquisto: grupo de rocas que se forman mediante un proceso llamado
metamorfismo, el cual implica la fusión de la roca madre y se da indistintamente
en rocas ígneas, rocas sedimentarias u otras rocas metamórficas, cuando
éstas quedan sometidas a altas presiones (de alrededor de 1.500 bar),
altas temperaturas (entre 150 y 200 °C) o a un fluido activo (que provoca
cambios en la composición de la roca, aportando nuevas sustancias a ésta).
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Fase continúa: es el líquido circundante.( en una mezcla de dos o
mas liquidos).
Fase dispersa: discontinua o interna es el líquido desintegrado en glóbulos.
Fragilización: Reducción de la ductilidad debido a cambios físicos o químicos.
Gravedad API: American Petroleum Institute], corresponde a una
función especial de la densidad relativa (gravedad específica) a 60/60º F:
Gravedad API = (141,5/GE a 60 °F) - 131,5
Esta determinación es aplicable al petróleo crudo, productos de petróleo o
mezclas de productos del petróleo y no petrolíferos manejados como líquidos,
que tengan una presión de vapor Reid de 26 lbs. o menos.
Hidrólisis: reacción química del agua con una sustancia. Entre las
sustancias que pueden sufrir esta reacción se encuentran numerosas sales,
que al ser disueltas en agua, sus iones constituyentes se combinan con los
iones hidronio, H3O+ o bien con los iones hidroxilo, OH-, o ambos.
Esto produce un desplazamiento del equilibrio de disociación del agua y como
consecuencia se modifica el valor del pH.
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Impurezas: Se les llama así a todo aquel material ajeno al petróleo y
que por sus propiedades provocan un aumento en los costos por
mantenimiento en las plantas de proceso.
Incrustaciones: Son depósitos minerales que pueden recubrir las partes
internas de las calderas, tubería de intercambio de calor y membranas de
ósmosis inversa, en donde cierto tipo de agua circula. Consiste principalmente
de carbonato de calcio, el cual precipita de la solución bajo ciertas condiciones,
básicamente con la temperatura.
Inhibidor de corrosión: productos que actúan ya sea formando películas
sobre la superficie metálica, tales como los molibdatos o fosfatos, o bien
entregando sus electrones al medio. Por lo general los inhibidores de este tipo
son azoles modificados que actúan sinérgicamente con otros inhibidores tales
como nitritos, fosfatos y silicatos.
Inmiscible: sustancia incapaz de ser mezclada sin la separación de fases.
Ionización: proceso químico o físico mediante el cual se producen iones, estos
son átomos o moléculas cargadas eléctricamente debido al exceso o falta de
electrones respecto a un átomo o molécula neutra.
LMB o PTB: Libras por Mil Barriles o por sus siglas en ingles
Pounds per Thousand Barrels .
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Metales pesados: aquellos cuya densidad es por lo menos cinco
veces mayor que la del agua. Tienen aplicación directa en numerosos procesos
de producción de bienes y servicios. Los más importantes son:
Arsénico (As), Cadmio (Cd), Cobalto (Co), Cromo (Cr), Cobre (Cu), Mercurio
(Hg), Níquel (Ni), Plomo (Pb), Estaño (Sn) y Cinc (Zn).
Naftenos: ó Cicloalcanos (CnH2n) Componentes saturados estables
en forma de anillo.
Olefinas: ó Alquenos (CnH2n) Componentes insaturados inestables,
se encuentran en menor proporción en el hidrocarburo.
Parafinas ó Alcanos (CnH2n+2): Componentes saturados estables,
fracción mas abundante, lineales o ramificados.
Peso molecular: Es el peso de una molécula, el cual se calcula sumando los
pesos atómicos de los átomos que la forman.
Permitividad: (o impropiamente constante dieléctrica) es una constante física
que describe cómo un campo eléctrico afecta y es afectado por un medio. La
permitividad es determinada por la habilidad de un material de polarizarse en
respuesta a un campo eléctrico aplicado y, de esa forma, cancelar parcialmente
el campo dentro del material.
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Petróleo crudo: Mezcla de hidrocarburos que se encuentran en forma natural,
generalmente en estado líquido, que en su composición contiene azufre,
nitrógeno, oxígeno, metales y otros elementos El petróleo crudo producido se
considera pesado o ligero según los siguientes criterios:
Pesado. Petróleo crudo con densidad API igual o inferior a 27°.
Ligero. Petróleo crudo con densidad API superior a 27° y hasta 38°.
Superligero. Petróleo crudo con densidad API superior a 38°.
Para el mercado de exportación en México se preparan tres variedades de
petróleo crudo.
Maya. Petróleo crudo pesado con densidad de 22.1° API y 3.60% de azufre
en peso.
Istmo. Petróleo crudo ligero con densidad 33.1° API y 1.43% de azufre en
peso.
Olmeca. Petróleo crudo muy ligero con densidad de 38.0° API y 0.98% de
azufre en peso.
Petróleo desalado: Petróleo al que se le ha eliminado la sal que viene disuelta
en el agua, que generalmente acompaña al petróleo crudo. La presencia de sal
ocasionaría corrosión e incrustaciones en el equipo e instalaciones donde se
almacena y refina el petróleo. El desalado del petróleo crudo se efectúa tanto
en los campos petroleros como en las refinerías con un equipo denominado
desaladoras, en las cuales mediante la formación de una emulsión entre el
crudo y el agua a una fuerte presión, se rompe la emulsión empleando
productos químicos conjuntamente o no, con la generación de un campo
eléctrico de alto potencial (de 16,000 a 35,000 voltios), eliminando la sal por la
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fase acuosa con una eficiencia del orden de 90 por ciento más. Se pueden
utilizar varias etapas de desalado, si es necesario.
Pozos: Según su objetivo o función, los pozos se clasifican en exploratorios
(incluyen pozos de sondeo estratigráficos) y de desarrollo (incluyen pozos de
inyección). Según su grado de terminación, los pozos se clasifican como
perforados o terminados.
Perforados. Pozos cuya perforación con la barrena ha sido concluida
y cuenta con tubería de ademe o revestimiento ya cementada, pero
que todavía no han sido sometidos a las operaciones subsecuentes
que permitan la producción de hidrocarburos.
Terminados. Pozos perforados en los que ya se han efectuado las
operaciones de terminación, tales como: instalación de tubería de
producción; disparos a la tubería de revestimiento para horadarla y
permitir la comunicación entre el interior del pozo y la roca
contenedora; y limpieza y estimulación de la propia roca para propiciar
el flujo de hidrocarburos.
PSI: (del inglés Pounds per Square Inch), unidad de presión cuyo valor
equivale a 1 libra por pulgada cuadrada.
Refinería: Instalación industrial en la que se lleva a cabo la
refinación del petróleo crudo mediante diferentes procesos. La forma general
de operar de una refinería es la siguiente:
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La refinería recibe la carga de petróleo crudo procedente de los campos
productores por medio de oleoductos o de buquetanques para transporte de
crudo (cuando está ubicada en zonas próximas a la costa o a vías fluviales).
Mediante procesos que incluyen el calentamiento, fraccionamiento,
tratamientos a presión, vacío, calentamiento en presencia de catalizadores,
lavado con ácidos, extracción con solventes y otros, el crudo es dividido en
múltiples componentes entre los que destacan gases ligeros, gasolinas, nafta,
turbosina, querosina, gasóleos, lubricantes ligeros pesados, combustóleos y
coque, además de un conjunto de productos petroquímicos.
Sal hidrolizable: puesto que es la hidrólisis es una reacción química
del agua con una sustancia, por lo que las sales, al ser disueltas en agua, sus
iones constituyentes se combinan con los iones hidronio u oxonio, H3O+ o bien
con los iones hidroxilo, OH-, o ambos.
Dichos iones proceden de la disociación o autoprotólisis del agua. Esto produce
un desplazamiento del equilibrio de disociación del agua y como consecuencia
se modifica el valor del pH.
Salmuera: agua con una alta concentración de sal disuelta (NaCl).
Sedimentación: proceso por el cual el material sólido, transportado por una
corriente de agua, se deposita en el fondo del río, embalse, canal artificial, o
dispositivo construido especialmente para tal fin.
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Sedimentos: Se refiere a la materia que tras haber estado suspensa en un
líquido se posa en el fondo del recipiente que la contiene, en este caso se le
denomina sedimento a los lodos , metales y cualquier sólido en suspensión que
sedimente.
Sólidos en suspensión: partículas sólidas pequeñas, inmersas en un fluido en
flujo turbulento que actúa sobre la partícula con fuerzas en direcciones
aleatorias, que contrarrestan la fuerza de la gravedad, impidiendo así que el
sólido se deposite en el fondo. Los factores que influyen para que una partícula
no se decante en el fondo son:
Tamaño, densidad y forma de la partícula;
Velocidad del agua.
Solubilidad: capacidad de una sustancia de disolver a otra, no necesariamente
tienen que ser líquidas, pueden estar en los tres estados de la materia, por
ejemplo las gaseosas son gases disueltos en líquidos, el talco es un sólido
queabsorbe líquidos. Hay factores que intervienen aumentando o disminuyendo
esta capacidad, la presión es el menos importante, otros tienen mas
trascendencia como:
Afinidad entre las dos sustancias
Concentración del soluto
Tipos de enlace
Grado de división del soluto
Temperatura.
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Tensión superficial: cuantitativamente se define como el trabajo
que debe realizarse para llevar moléculas en número suficiente desde el
interior del líquido hasta la superficie para crear una nueva unidad de
superficie.
Tiempo de residencia: una característica del tiempo permanecido por una
sustancia en el sistema.
Tioalcoholes: tioles ó mercaptanos son derivados monoalquilados del sulfuro
de hidrógeno o H2S, y su fórmula general es R-SH. Dos ejemplos de
tioalcoholes son el etanotiol o CH3-CH2-SH y el propanotiol o CH3-CH2-CH2-SH.
Torres fraccionadoras: (En destilación) Conocida también como torre de
fraccionamiento. Recipiente cilíndrico en el que la carga líquida es separado en
varios componentes o fracciones, generalmente por destilación.
Tratamiento electrostático: Tratamiento aplicado a la emulsiones de petróleo
con la finalidad de romper la emulsión utilizando medios electrostáticos y
aprovechando las características de la emulsión.
Variables controlables: Son aquellas que se pueden manipular
para realizar la optimización del proceso.
Variables de operación: Son aquellas que son directamente medibles y con
las cuales podemos deducir como se esta operando el proceso.
Variables no controlables: Están dadas principalmente por la disponibilidad
de las materias primas, los servicios disponibles y las necesidades del proceso.
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Viscosidad: Es una magnitud física que mide la resistencia interna al flujo de
un fluido, resistencia producto del frotamiento de las moléculas que se deslizan
unas contra otras.
Voltaje: El voltaje, tensión o diferencia de potencial es la presión que ejerce
una fuente de suministro de energía eléctrica o fuerza electromotriz (FEM)
sobre las cargas eléctricas o electrones en un circuito eléctrico cerrado, para
que se establezca el flujo de una corriente eléctrica.
A mayor diferencia de potencial o presión que ejerza una fuente de FEM sobre
las cargas eléctricas o electrones contenidos en un conductor, mayor será el
voltaje o tensión existente en el circuito al que corresponda ese conductor.
Yacimiento: estructura geológica o estrato poroso que contenga o
pueda contener cualquiera de los hidrocarburos del grupo del petróleo. Los
yacimientos se pueden clasificar de acuerdo al tipo y cantidad de fluido que
contengan (gas, aceite o mezclas).
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