UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
CARRERA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
ANÁLISIS DE OPERACIÓN DE LOS DESHIDRATADORES
ELECTROSTÁTICOS EN EL CPF DE YURALPA BLOQUE 21
OPERADO POR PETROAMAZONAS
TRABAJO PREVIO LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE TECNÓLOGO DE PETRÓLEOS
PATRICK JOSÉ RUBIO SORIA
DIRECTOR: ING. IRVING SALAZAR
DECLARACIÓN
Yo, PATRICK JOSÉ RUBIO SORIA, declaro que el trabajo aquí descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento.
La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional vigente.
_________________________ Patrick José Rubio Soria
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo que lleva por título “ANÁLISIS DE OPERACIÓN DE LOS DESHIDRATADORES ELECTROSTÁTICOS EN EL CPF DE YURALPA BLOQUE 21 OPERADO POR PETROAMAZONAS”,que, para aspirar al título de Tecnólogo de Petróleos fue desarrollado por Patrick Rubio, bajo mi dirección y supervisión, en la Facultad de Ciencias de la Ingeniería; y cumple con las condiciones requeridas por el reglamento de Trabajos de Titulación artículos 18 y 25.
DEDICATORIA
Esta tesis es dedicada a todas las personas que han estado presentes en mi vida, a Dios, que me ilumina el camino correcto a través de mis padres: José, Melania y Alicia quienes con su sabiduría, respeto y amor han podido ubicarme donde estoy hoy en día.
A mi familia, especialmente a mis hermanos José y Steve, que siempre me han apoyado y han estado junto a mí, tanto en mi carrera como en mi vida.
No puedo dejar de lado a mis mejores amigos, los cuales me han apoyado en las etapas difíciles de mis estudios y de la vida, así también, a todos mis compañeros de la Universidad.
AGRADECIMIENTO
Quiero agradecer a las personas que hicieron posible poder terminar este trabajo final antes de la obtención de mi título profesional.
• A la Universidad Tecnológica Equinoccial.
• A la Facultad de Ciencias de la Ingeniería.
• A quienes me dieron la oportunidad de estudiar y forjar mi futuro profesional.
• A todos mis profesores, que me permitieron compartir sus conocimientos, muchas gracias.
• A todos los técnicos que me enseñaron todo en cuanto al trabajo petrolero, en mis prácticas pre-profesionales y en ésta tesis. Sin ustedes no habría podido realizar este trabajo.
ÍNDICE DE CONTENIDOS
PÁGINA
RESUMEN xiv
ABSTRACT xvi
1. INTRODUCCIÓN 1
2. MARCO TEÓRICO 4
2.1. PROCESO DE DESHIDRATACIÓN Y DESALACIÓN DE CRUDO 4 2.1.1. EMULSIONES 5
2.1.1.1. La estabilidad 6 2.1.1.2. Suspensión coloidal 7 2.2. TIPOS DE TRATAMIENTO 9 2.2.1. TRATAMIENTO QUÍMICO 9 2.2.2. ACCIÓN DE LA QUÍMICA DESHIDRATANTE 11 2.2.3. PROPIEDADES DE UN BUEN DEMULSIFICANTE 12 2.2.4. CLASIFICACIÓN DE UN DEMULSIFICANTE O
SURFACTANTE 13
2.3.2. DETERMINACIÓN DEL CONTENIDO DE AGUA
Y SEDIMENTOS 19
2.3.2.1. Método de centrifugación 19 2.3.2.2. Método de destilación 19 2.3.3. DETERMINACIÓN DEL CONTENIDO DE SAL 21 2.3.4. PRUEBAS DE BOTELLAS PARA ROMPER EMULSIONES 21
3. METODOLOGÍA 22
3.1. FINALIDAD DE LAS FACILIDADES DE PRODUCCIÓN DE
YURALPA 22
3.2. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO 1 22 3.3. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO 2 23 3.4. DESCRIPCIÓN DE LAS FACILIDADES DE PRODUCCIÓN DE
YURALPA. 24
3.4.1. BOTA DE GAS (GAS BOOT) 25 3.4.2. TANQUE DE LAVADO (WASHTANK) 25 3.4.3. BOOSTER DE TRANFERENCIA DE CRUDO 26 3.4.4. INTERCAMBIADORES DE CALOR CRUZADO DE CRUDO 27 3.4.5. CALENTADORES DE CRUDO (OIL HEATERS) 28 3.4.6. TRATADORES ELECTROSTÁTICOS (OIL TREATERS) 29 3.4.7. TANQUE DE ALMACENAMIENTO 30 3.4.8. BOMBAS BOOSTER DE PETRÓLEO 31 3.4.9. UNIDADES LACT (CPF LACT UNIT) 32 3.4.10. BOMBAS DE EXPORTACIÓN DE CRUDO 33 3.4.11. LANZADOR DE CHANCHO (OIL PIG LAUNCHER) 34 3.4.12. TANQUE DE RECICLADO CON SU RESPECTIVA BOTA
3.4.16.1. Acondicionador de gas de utilidad 38 3.4.16.2. Acondicionador de gas de alta presión 39 3.4.16.3. Acondicionador de gas de baja presión 39 3.4.16.4. Bombas del acondicionador de gas de baja presión 40 3.4.16.5. Mechero o tea 40 3.4.16.6. Panel de ignición (ignitor panel) 40 3.5. SISTEMA DE DRENAJE Y RECUPERACIÓN DE CRUDO/AGUA,
INYECCIÓN DE AGUA. 41 3.5.1. BOMBAS BOOSTER DE RECUPERACIÓN DE AGUA 41 3.5.2. TANQUE DE DESNATADO (WATER SKIM TANK) 42 3.5.3. TANQUE DE ALMACENAMIENTO DE AGUA 43 3.5.4. BOMBAS BOOSTER DE AGUA 44 3.5.5. BOMBAS DE INYECCIÓN DE AGUA 45 3.5.6. SUMIDERO (CLOSED DRAIN SUMP) 45 3.5.7. BOMBAS SUMERGIBLES DEL SUMIDERO 46 3.5.8. SEPARADOR API (API SEPARATOR) 47 3.5.9. BOMBAS DEL SEPARADOR API (SUMP PUMPS) 48 3.6. SISTEMA DE INYECCIÓN DE QUÍMICO 48 3.6.1. TANQUE DE ALMACENAMIENTO DE QUÍMICOS 48 3.6.2. BOMBAS DE INYECCIÓN DE QUÍMICO 49 3.7. SISTEMA DE CALENTAMIENTO CON ACEITE 49 3.7.1. TANQUE DE ALMACENAMIENTO DE ACEITE TÉRMICO 50 3.7.2. BOMBA DEL TANQUE DE ALMACENAMIENTO DE ACEITE
4. ANÁLISIS DE RESULTADOS 56
4.1. MÉTODO DE DESHIDRATACIÓN ELÉCTRICO (EQUIPO
DESHIDRATADOR ELECTROSTÁTICO) 57
4.2. PROPIEDADES 57
4.3. SECCIONES DE UN DESHIDRATADOR ELECTROSTÁTICO 57 4.4. PRINCIPIO DE LA DESHIDRATACIÓN ELECTROSTÁTICA 58 4.5. ACCIÓN DEL CAMPO ELÉCTRICO 59 4.6. DISEÑO DEL DESHIDRATADOR ELECTROSTÁTICO 60 4.7. DESHIDRATADORES ELECTROSTÁTICOS 62
4.7.1. PRINCIPIOS DE DISEÑO DE DESHIDRATADORES
ELECTROSTÁTICO 63 4.7.2. FUNCIONAMIENTO 63
4.7.3. DISEÑO 66
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 83
GLOSARIO 86
BIBLIOGRAFÍA 100
ÍNDICE DE FIGURAS
PAGINAS
Figura 1. Ejemplos de emulsiones 8
Figura 2. Equipo para medir OAPI 18
Figura 3. Equipo para determinar contenido de agua 20
Figura 4. Facilidades de producción de Yuralpa 24
Figura 5. Intercambiadores de calor cruzado de crudo 27
Figura 6. Calentadores de crudo 28
Figura 7. Tratadores electrostáticos 29
Figura 8. Tanque de almacenamiento 30
Figura 9. Bombas booster de petróleo 31
Figura 10. (CPF LACT UNIT) 32
Figura 11. Bombas de exportación de crudo 33
Figura 12. Lanzador de chancho 34
Figura 13. Tanque de reciclado 35
Figura 14. Calentador de crudo reciclado 36
Figura 15. Calentador de crudo combustible 37
Figura 16. Acondicionador de Gas 38
Figura 17. Bombas booster 41
Figura 18. Tanque de desnatado 42
Figura 20. Bombas booster de agua 44
Figura 21. Bombas de inyección de agua 45
Figura 22. Sumidero 46
Figura 23. Separador API 47
Figura 24. Tanque de almacenamiento de químicos 48
Figura 25. Tanque de almacenamiento de aceite térmico 50
Figura 26. Tanque recolector de aceite caliente 51
Figura 27. Bombas de transferencia de aceite térmico 52
Figura 28. Caldera de aceite térmico 53
Figura 29. Calentadores eléctricos de ajuste 54
Figura 30. Calentador de interface del tanque de lavado 55
ÍNDICE DE TABLAS
PÁGINA
Tabla 1. Valores de la constante C 66
ÍNDICE DE ECUACIONES
PÁGINA
Ecuación 1. Fórmula para calcular la gravedad específica 18
Ecuación 2. Fórmula para calcularla densidad del crudo 18
Ecuación 3. Fórmula para calcular BSW 20
Ecuación 4. Fórmula para calcular la salinidad del agua en ppm 21
Ecuación 5. Fórmula para calcular la capacidad del deshidratador 66
Ecuación 6. Fórmula para calcular el tiempo de retención 68
Ecuación 7. Fórmula para calcular el calor necesario 69
Ecuación 8. Fórmula para calcular el calor necesario para
deshidratadores no aislados 70
ÍNDICE DE ANEXOS
PÁGINA
ANEXO 1
Diagrama Bota de gas 102
ANEXO 2
Diagrama Tanque de lavado 102
ANEXO 3
Diagrama Bombas de transferencia de petróleo 103
ANEXO 4
Diagrama Intercambiadores de calor cruzado de crudo 103
ANEXO 5
Diagrama Calentadores de crudo 104
ANEXO 6
Diagrama Tratador electrostático 104
ANEXO 7
Diagrama El tanque de almacenamiento 105
ANEXO 8
Diagrama Las bombas búster de petróleo 105
ANEXO 9
ANEXO 10
Diagrama Bombas de exportación de petróleo 106
ANEXO 11
Diagrama Lanzador de chancho 107
ANEXO 12
Diagrama El tanque de reciclado 107
ANEXO 13
Diagrama Bombas de crudo reciclado 108
ANEXO 14
Diagrama El calentador de crudo reciclado 108
ANEXO 15
Diagrama El scrubber de gas de utilidad 109
ANEXO 16
Diagrama El flarescrubber de alta presión 109
ANEXO 17
Diagrama Flarescrubber de baja presión 110
ANEXO 18
Diagrama Bombas de desplazamiento positivo del acondicionador
de gas de baja presión 110
ANEXO 19
ANEXO 20
Diagrama Tanque de desnatado 111
ANEXO 21
Diagrama Tanque de almacenamiento de agua 112
ANEXO 22
Diagrama Bombas búster de agua 112
ANEXO 23
Diagrama Bombas de Inyección de Agua 113
ANEXO 24
Diagrama El Sumidero 113
ANEXO 25
Diagrama Separador API 114
ANEXO 26
Diagrama Tanques de almacenamiento de químicos 114
ANEXO 27
Diagrama Tanque de almacenamiento de aceite térmico 115
ANEXO 28
Diagrama Tanque de almacenamiento de aceite térmico 115
ANEXO 29
Diagrama Bombas de transferencia de aceite térmico caliente 116
ANEXO 30
ANEXO 31
Diagrama Caldera de aceite térmico 117
ANEXO 32
Diagrama Calentadores eléctricos de ajuste 117
ANEXO 33
RESUMEN
Este trabajo sobre separadores electrostáticos componente de las facilidades de producción CPF, menciona como se mejora al crudo, de la producción de petróleo que viene de los pozos, a través del conocimiento de la eficiencia de separación de fluidos con la nueva tecnología.
El diseño de los sistemas de producción (CPF) guarda estrecha relación con la cantidad y calidad del petróleo que se esperan producir; En la mayoría de los campos de petróleo, el agua se produce asociada con el petróleo. Su producción se incrementa con la vida productiva del campo.
La comercialización del petróleo crudo tiene como destino final la destilación en refinerías. Para poder efectuar el mencionado proceso, exige determinadas condiciones de calidad del petróleo, de manera especial al su contenido de agua, sal y sedimentos (BS&W).
La sal causa desperfectos en oleoductos y refinerías, debido a su alto poder corrosivo y los sedimentos ocasionan problemas en los procesos de destilación, por eso es fundamental que una facilidad CPF, cuente con los mecanismos y equipos que garanticen la entrega de un petróleo con un mínimo de impurezas, cuyos valores son definidos por entidades gubernamentales y compradores.
El objetivo generales la descripción de la Estación de Producción de Yuralpa, la descripción y situación actual de las facilidades de producción. La conclusión general se refiere al éxito de la separación de fluidos por la aplicación de los separadores electrostáticos.
Las facilidades de producción de Yuralpa CPF consisten en un tren de equipos de procesos, el tren está diseñado para procesar 120000 Bls de fluido por día, de los cuales se tiene previsto obtener 20000 Bls netos de petróleo con 0.5 % de BSW para su venta y 100000 Bls de agua con menos de 15 ppm de aceite para su reinyección.
El fluido crudo-agua-gas, procedente de los pozos llega a la estación, ingresa a la bota desgasificadora (V-102), desde donde empieza el proceso de deshidratación del petróleo; luego ingresa al tanque de lavado (T-400), el cual está diseñado para no crear turbulencia.
ABSTRACT
This work on electrostatic separators is a component of CPF production
facilities, mentioned as improving the crude oil production comes from wells,
through knowledge of fluid separation efficiency with new technology.
The design of production systems (CPF) is closely related to the quantity and
quality of oil that are expected to produce, in most oil fields, water associated
with oil produced. Its production increases with the life of the field,
The crude oil market has as final destination refinery distillation. In order to
perform the above process requires certain oil quality conditions, in particular
to its water content, salt and sediment (BS & W).
Salt causes damage to pipelines and refineries, due to their high corrosion
and sediment cause problems in distillation processes, so it is essential that
CPF facility lacks the mechanisms and equipment to ensure the delivery of
oil with minimum of impurities and whose values are defined by government
agencies.
The hypothesis of this paper formulates the electrostatic dehydrator, increase
oil separation efficiency one hundred percent, extends the life of the well
re-injector and reveals the real value of production.
The overall objective is the description of the production station Yuralpa,
description and current status of production facilities.The general conclusion
refers to the successful separation of fluids by the application of electrostatic
separators.
The train is designed to process 120,000 Bls fluid per day, of which it is
expected to get 20,000 net oil Bls with 0.5% of BSW for sale and 100,000 Bls
water with less than 15 ppm of oil for reinjection.
The fluid oil-water-gas from wells reaches the station, go to the boot
degassing, where the dehydration process begins oil, then enters the wash
tank, which is designed not to create turbulence.
With the help of a heater interface promotes the separation of water and oil;
basically performed by specific gravity difference, this gap forms a cushion
(level) of water in the continuous process allows migration (washed) to crude
the top of the tank, and that the droplets are brought together, forming larger
1. INTRODUCCIÓN
En la actualidad gran parte de la producción del Ecuador de petróleo se
logra en forma de emulsión, que obligatoriamente debe ser tratada.
El agua de formación fluye con el aceite como pequeñas gotas dispersas en
forma estable en el petróleo, que podría ser una simple mezcla de petróleo y
agua, o de una emulsión.
Los métodos de tratamiento de las emulsiones han evolucionado
grandemente, desde el simple reposo en tanques 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 ha
influido en el establecimiento de la tecnología básica para su tratamiento, los
enfoques empíricos para el desarrollo de procesos y productos en estudios
de laboratorio, plantas piloto e instalaciones de campo siguen siendo
factores decisivos.
El desarrollo de productos químicos que ayudan a la demulsificación, no es
la excepción.
La deshidratación de crudos es el proceso mediante el cual se separa el
agua asociada con el crudo, ya sea en forma emulsionada o libre, hasta
lograr reducir su contenido a un porcentaje previamente especificado.
Generalmente, este porcentaje es igual o inferior al 1 % de agua. Una parte
del agua producida por el pozo, se separa fácilmente del crudo por acción de
de una emulsión de gotas de agua dispersadas en el petróleo, lo que se
llama emulsión agua/aceite.
Uno de estos tratamientos que ofrece ventajas económicas de
deshidratación de crudo, es el uso los tratadores electrostáticos. Este trabajo
describe los procesos, relacionados con el tratamiento de emulsiones
mediante deshidratadores electrostáticos.
La aplicación de los campos electrostáticos en el CPF de Yuralpa de
Petroamazonas en los últimos años ha ganado terreno, incrementando la
utilización de estos equipos, debido a su eficiencia para tratar crudo.
OBJETIVO GENERAL
Estudiar la eficiencia de separación de crudo de la Estación CPF Yuralpa,
mediante la operación del deshidratador electrostático.
OBJETIVOS ESPECÍFICOS
• Descripción de los sistemas de la Facilidad de Producción CPF de
Yuralpa.
• Determinar los patrones de flujo que se tiene en la producción de crudo y
analizar la teoría de separación del mismo.
• Caracterizar el Deshidratador Electrostático.
• Justificar desde el punto de vista operativo la aplicación y desarrollo del
deshidratador electrostático.
• Conocer las normativas que se aplican en la implementación del
Los altos costos del procesamiento de crudo obligan a la industria a buscar
nuevos sistemas de separación de petróleo agua y gas más económicos y
con alta eficiencia de separación, entre estos sistemas se encuentran los
separadores compactos, separadores en línea, separadores cilindros
ciclónicos, deshidratadores electrostáticos, y otras complejidades de
separadores.
Los nuevos mecanismos de separación de crudo nos permiten integrar las
tecnologías, con los sistemas existentes, permitiéndonos mejorar la
eficiencia de separación de los separadores convencionales.
Explicar la importancia del Deshidratador Electrostático que impulsa la
separación de agua y crudo; esta separación forma un colchón (nivel) de
agua que en el proceso continuo permite el lavado del crudo hacia la parte
superior del tanque, y que las pequeñas gotas se junten entre sí formando
2. MARCO TEÓRICO
Una instalación de superficie, llamada en el contexto petrolero, CPF, que es
una estación de producción que se compone de un grupo de equipos,
instalaciones y elementos que permiten tomar los fluidos provenientes de
pozos productores de petróleo crudo (crudo, agua, gas y sólidos) y luego
separarlos en cada una de sus fases, analizarlos, tratarlos, medirlos y
despacharlos a un destino establecido.
El diseño de los sistemas de producción CPF, guarda estrecha relación con
la cantidad y calidad de los fluidos que se esperan producir; no es lo mismo
producir solamente gas en grandes volúmenes y alta presión, que petróleo
con una baja relación gas – aceite y con alto volumen de agua. Cada uno de
los sistemas del ejemplo anterior requiere diferentes equipos, dimensiones y
consideraciones en general para el diseño de una facilidad.
2.1.
PROCESO DE DESHIDRATACIÓN Y DESALACIÓN DE
CRUDO.
La comercialización del petróleo crudo tiene como destino final su destilación
en refinerías. Estas para poder efectuar su proceso, en la forma más viable
y económica posible, exigen determinadas condiciones de calidad del
petróleo crudo, de manera especial en lo relacionado a su contenido de
agua, sal y sedimentos, conocido como BS&W.
La sal causa deterioro en oleoductos y refinerías, debido a su alto poder
corrosivo y los sedimentos ocasionan problemas en los procesos de
destilación. Por eso es fundamental que una facilidad cuente con los
mecanismos y equipos que garanticen la entrega de un crudo con un
mínimo de impurezas, cuyos valores son definidos por entes
En la mayoría de los campos de petróleo, el agua se produce asociada con
el petróleo. Su producción se incrementa con la vida productiva del campo,
ya que esta trata de invadir los espacios que inicialmente se encontraban
con hidrocarburo.
El agua de producción o formación, puede clasificarse en dos categorías:
La primera como agua libre, que es la de fácil separación (por simple
diferencia de densidades hay separación) y,
La segunda que es agua en emulsión, que es aquella que no puede
separase por simple decantación, sino que hay que recurrir a otros métodos
de tratamiento como son tratamiento químico, térmico, eléctrico, filtración,
centrífugo, y tratamientos combinados, con los cuales eliminamos las
emulsiones.
Las emulsiones contienen alto contenido de sal y son las causantes de la
mayoría de los sedimentos.
2.1.1. EMULSIONES
Se denomina emulsión a una mezcla íntima de dos fases líquidas tales como
aceite y agua, en la cual una de ellas está dispersa en la otra. Por lo común
se encuentran dos tipos de emulsiones, aceite emulsificado en agua
(AC/AG) y agua emulsificada en aceite (AG/AC).
Las aguas de desecho aceitoso por lo común pueden distinguirse
visualmente de las emulsiones de aceite de desecho. La emulsión AC/AG
tiene justamente la apariencia aceitosa, la del agua sucia; una gota de esta
Una emulsión AG/AC es generalmente espesa y viscosa; una gota de esta
emulsión no se dispersará al ponerla en agua. Este último es el tipo de
emulsión más frecuente en los hidrocarburos, razón por lo cual se le
denomina EMULSIONES NORMALES. El otro tipo de emulsión es muy
casual y se le denominan EMULSIONES INVERTIDAS. El tamaño de los
glóbulos varía desde 0.00001 milímetros hasta varios milímetros de
diámetro.
2.1.1.1. La estabilidad
Es una propiedad que depende del mayor o menor grado de resistencia que
opongan las emulsiones al rompimiento y separación de sus glóbulos. Las
emulsiones inestables por lo tanto, son de fácil rompimiento, solo basta dejar
la mezcla un periodo prudencial y esta se separa por sí sola.
Cuando una emulsión es estable, romperla requiere de ciertos tratamientos
con el fin de lograr una fase en óptimas condiciones para su transferencia o
venta como es el caso de la separación del agua al petróleo.
Una emulsión estable está formada por:
a. Una fase dispersa formada por las partículas del líquido que está en
emulsión.
b. Una fase continua formada por el líquido que rodea la fase dispersa.
c. Un agente emulsificante el cual permite la estabilidad de la emulsión.
Un agente emulsificante, tiene las siguientes características:
Puede ser una sustancia de tamaño coloidal, finamente dividida, soluble o
insoluble en petróleo o en agua, formando una suspensión coloidal. Se
comporta como una molécula con raíces, mantenida en tal posición por
medio de cargas eléctricas iónicas que a veces llegan a los 0.05 voltios.
Actúa como un forro envolviendo la molécula de agua por adsorción,
Los agentes emulsificantes más comunes en emulsiones Agua en Petróleo
son:
• Sustancias asfálticas
• Sustancias resinosas
• Ácidos orgánicos solubles en petróleo
• Arcilla saturada con petróleo
• Jabones de calcio
• Negro de humo
Los Agentes emulsificantes más comunes en emulsiones Petróleo en Agua
son:
• Arcilla
• Sílice
• Jabones de sodio
• Sales metálicas
2.1.1.2. Suspensión coloidal
Algunas arcillas, cuando son sometidas a un proceso de agitación dentro de
una fase acuosa, por un periodo suficiente que permita su dispersión,
permanecen en dispersión por mucho tiempo, y la suspensión así obtenida
tiene características o propiedades físicas muy especiales no comparable a
la de sus componentes. Esta suspensión se denomina Coloidal.
Al parecer las emulsiones, agua en aceite, se comportan como
suspensiones coloidales con propiedades físicas especiales.
La forma esférica de los glóbulos de agua en el aceite, es consecuencia de
la mayor tensión superficial del agua, que la obliga a presentar una mínima
superficie de contacto con el aceite.
Es muy variable, pero parece existir un cierto porcentaje de agua en el cual
Al aumentar la viscosidad y la densidad de un crudo, aumenta l
formar emulsiones. (
Figura 1. Ejemplos de emulsiones
(Perenco, 2009)
A. Dos líquidos inmiscibles, fase I y
B. Emulsión de fase II disperso en la fase I;
C. La emulsión inestable se separa progresivamente;
D. Las posiciones surfactantes
fase I y la fase II; estabilizan la emulsión
Al aumentar la viscosidad y la densidad de un crudo, aumenta l
. (Figura 1)
Ejemplos de emulsiones
Dos líquidos inmiscibles, fase I y fase II, no emulsificados;
Emulsión de fase II disperso en la fase I;
La emulsión inestable se separa progresivamente;
Las posiciones surfactantes (borde púrpura) en las interfaces
fase I y la fase II; estabilizan la emulsión.
Al aumentar la viscosidad y la densidad de un crudo, aumenta la tendencia a
fase II, no emulsificados;
2.2.
TIPOS DE TRATAMIENTO
2.2.1. TRATAMIENTO QUÍMICO
El tratamiento químico consiste en aplicar un producto demulsificante
sintético denominado en las áreas operacionales de la industria petrolera
como “química deshidratante”, el cual debe ser inyectado tan temprano
como sea posible a nivel de superficie o en el fondo del pozo. Esto permite
más tiempo de contacto y puede prevenir la formación de emulsión corriente
abajo. La inyección de demulsificante antes de una bomba, asegura un
adecuado contacto con el crudo y minimiza la formación de emulsión por la
acción de la bomba.
Se agregan determinadas sustancias químicas llamadas demulsificantes, los
cuales se concentran en la interface de la emulsión y atacan la sustancia
causante de la emulsión ya sea por alteración de la tensión interfacial, por
variación de la mojabilidad, debilitación de la película emulsificante o
neutralizando las cargas de los glóbulos de la emulsión.
Los agentes DEMULSIFICANTES más comunes para emulsiones normales
son:
• Sílice finamente pulverizado
• Óxido de hierro
• Arcilla
• Sales solubles en agua (NaCl).
• Ácido sulfúrico
• Cloruro férrico
• Fenol
• Ácido cresílico
• Ácido esteárico
• Ácido oleico
• Ácidos sulfónicos aromáticos
• Compuestos sulfonados orgánicos
• Silicato de sodio
• Otros.
Para la determinación del demulsificante apropiado, se realizan pruebas de
laboratorio, variando productos y dosificaciones.
Su aplicación debe incluir una buena agitación y tiempo prudencial de
mezcla, por esta razón es importante escoger el mejor sitio de inyección.
Hay varias teorías que tratan de explicar el efecto que los compuestos
químicos demulsificantes producen sobre las emulsiones.
1. Con la adición de productos químicos se trata de invertir la emulsión;
es decir, una emulsión de agua-petróleo se trataría de convertir en
una emulsión de petróleo-agua. Durante este proceso se alcanzaría la
condición intermedia de separación completa de las dos fases.
2. La acción de los compuestos químicos demulsificantes hacen que la
película del agente emulsionante, que rodea las gotas de agua,
adquiera una rigidez quebradiza hasta provocar una contracción que
causa el rompimiento de la película, con lo cual las gotas de agua se
juntan y decantan.
3. La adición de surfactantes a una emulsión causa una reducción
notable de la tensión superficial entre los líquidos en contacto,
permitiendo que las diminutas gotas de la fase dispersa se junten y
decanten. Esta es la teoría que se considera más importante, por ser
2.2.2. ACCIÓN DE LA QUÍMICA DESHIDRATANTE
Diferentes estudios han demostrado que el mecanismo físico-químico de
acción de los agentes deshidratantes o demulsificantes está asociado a la
formulación óptima del sistema SAD = 0
SAD= Diferencia de Afinidad del Surfactante.
La formulación óptima se define básicamente como un estado de equilibrio
entre las afinidades del surfactante para la fase acuosa y para la fase oleica.
Estos surfactantes tienen tres efectos fundamentales una vez adsorbidos en
la interface agua-aceite:
1. La inhibición de la formación de una película rígida
2. El debilitamiento de la película volviéndola compresible.
3. El más importante, el cambio en la formulación del sistema para
alcanzar la condición de SAD = 0.
Los compuestos químicos demulsificantes son agentes activos de superficie,
similares a los emulsificantes.
Un solo compuesto químico no puede proveer las tres acciones requeridas
anteriormente citadas, por lo que los demulsificantes comerciales son una
mezcla de varios demulsificantes básicos (30-60%) más la adición de
solventes adecuados; tales como nafta aromática pesada, benceno, tolueno
o alcohol isopropilico para obtener un líquido que fluya a la menor
temperatura esperada.
Los demulsificantes son insolubles en agua y muy solubles en aceite para
que puedan difundirse rápidamente a través de la fase de aceite y alcancen
Por el contrario, los demulsificantes para emulsiones inversas son muy
solubles en agua. Comúnmente son poliaminas cuaternarias de amonio de
alto de pesomolecular mezcladas con aluminio, hierro o cloruro de zinc.
Generalmente los crudos pesados requieren mayor dosificación que los
crudos ligeros.
El exceso de dosificación de demulsificantes incrementa los costos de
tratamiento, incrementa el aceite contenido en la salmuera separada, puede
estabilizar aún más la emulsión regular (agua/aceite) y puede producir
emulsiones inversas (aceite/agua).
Los tanques de lavado que tienen largo tiempo de retención (8-24 horas),
requieren demulsificantes de acción lenta. Por otro lado, los
tratadores-calentadores y los deshidratadores electrostáticas con corto tiempo de
retención (15-60 minutos) requieren de demulsificantes de acción rápida.
Problemas como precipitación de parafinas en climas fríos, incrementos de
sólidos por corridas, adición de compuestos químicos para estimulación de
pozos, pueden requerir de cambio del demulsificantes de línea.
Debido a que los demulsificantes son tan numerosos y complejos para
permitir su compleja identificación, seleccionar el demulsificante más
adecuado es un arte y una ciencia.
2.2.3. PROPIEDADES DE UN BUEN DEMULSIFICANTE
• Alta actividad superficial: genera una rápida migración del
demulsificante a la interface.
• Impartir fuerte atracción entre las gotas emulsionadas para generar su
floculación.
• Suficiente habilidad para desestabilizar el film que rodea las gotas.
2.2.4. CLASIFICACIÓN DE UN DESMULSIFICANTE O SURFACTANTE
Los productos químicos que se utilizan en la deshidratación de crudos y en
la clarificación de aguas efluentes afectan la tensión superficial e interfacial
del petróleo y el agua. Los mismos reciben el nombre de “Surfactantes”, y de
acuerdo con su naturaleza físico-química se pueden clasificar en dos
grandes grupos:
2.2.4.1. Según la carga
Moléculas poliatómicas de alto y mediano peso molecular, con de los
extremos como directriz de la misma, denominado “ANFIFILO”. Según la
carga de este se denominan:
Catiónico: cargado positivamente.
Aniónico: cargado negativamente.
No lónico: neutro.
2.2.4.2. Según la solubilidad en agua o aceite
Las moléculas de los surfactantes poseen extremos con afinidad al agua y al
aceite, se clasifican según el extremo dominante, en:
Hidrofílicos: tiene afinidad por el agua.
Lipofílicos: tiene afinidad por el aceite.
2.2.4.3. Evaluación de químicas-laboratorio
La selección de las químicas demulsificantes se debe realizar inicialmente
mediante pruebas de laboratorio y posteriormente, a nivel de pruebas de
2.2.5. TRATAMIENTO DE EMULSIONES
2.2.5.1. Pruebas de botellas
La prueba de botella es uno de los métodos de selección de productos
químicos deshidratantes. Se denomina así por el tipo de recipiente que se
usa, en el cual se vierte cierta cantidad de la muestra emulsionada que será
tratada.
La determinación del tratamiento a seguir se establece primeramente en
pruebas de laboratorio, mediante esta prueba se puede determinar que
compuesto químico romperá de manera efectiva la emulsión del petróleo
crudo de cierta segregación. También, indicará la proporción de compuesto
químico necesaria para tratar el volumen de petróleo emulsionado que se
está proyectando del yacimiento.
Adicionalmente en estas pruebas especiales se determina la necesidad o no
del tratamiento térmico complementario al tratamiento químico y su
correspondiente temperatura de tratamiento. Es importante bajo el punto de
vista operacional y económico, hacer todos los esfuerzos y tentativas
posibles para lograr un tratamiento a temperatura ambiente, el cual
involucrará solamente el uso de un rompedor de emulsión y de otros medios
mecánicos de deshidratación.
Dentro de las ventajas de este tratamiento tenemos:
• Bajo costo de instalación y operación
• Equipo y proceso sencillo
• Adaptable fácilmente para altas y bajas presiones
• Demulsificación rápida y efectiva
• No alteración de calidad del crudo.
Si lo anterior no es posible alcanzarse, entonces sí se debe apelar al
2.2.5.2. Tratamiento térmico
Se aplica calor a las emulsiones. Con el fin de reducir la cantidad de calor
requerida, es necesario, liberar el gas y el agua libre antes de realizar el
tratamiento. Cuando se aplica calor se favorece el rompimiento de la
emulsión por las siguientes razones:
1. Dilata la película del emulsificante que rodea las gotas de agua, la
debilita y facilita la unión final del agua.
2. Incrementa el movimiento de las moléculas de agua, propiciando la
colisión entre ellas y rompiendo la película que las separaba
inicialmente.
3. Reduce la viscosidad del crudo, mejor movimiento y colisiones.
4. Ayuda a aumentar la diferencia de densidad entre el crudo y el agua,
facilitando la segregación.
5. Reduce la tensión superficial del agua, facilitando la unión de los
glóbulos.
Para este tratamiento se utilizan calentadores directos (emulsión en contacto
directo con el elemento de calentamiento) e indirectos y/o tratadores.
Este tipo de tratamiento algunas veces no es completamente efectivo, pues
se puede requerir temperaturas por arriba del punto de ebullición del agua, lo
que acarrea pérdida de hidrocarburos livianos.
2.2.5.3. Tratamiento eléctrico
Al pasar gotas de agua en medio de dos electrodos a los cuales se les
carga con un alto voltaje, las gotas adquieren carga por Inducción, un lado
con carga positiva y el otro con carga negativa, lo que origina una atracción
entre los lados con cargas opuestas, alineándose y formando cadenas
Este proceso se facilita por incrementos de temperatura. Los voltajes
aplicados varían entre 5000 y 10000 voltios por pulgada entre los electrodos.
2.2.5.4. Tratamiento por filtración
La emulsión es rota al hacerla pasar por un medio poroso (filtro) bajo
condiciones especiales de presión.
Cuando el medio poroso es de tipo humedecido por agua, la fase de aceite
pasa a través y se estabiliza en la parte superior, mientras que el agua es
absorbida por el lecho filtrante facilitando su sedimentación en la fase
acuosa. Los materiales más comúnmente usado en este tratamiento son:
• Viruta de madera especial.
• Arena.
• Tierra de diatomáceas.
• Lana de vidrio.
Este proceso es mencionado que se aplica en campos viejos, pues
actualmente se utilizan procesos combinados de demulsificación más
sofisticados y eficientes, como lo realizan en CPF Yuralpa.
2.2.5.5. Tratamiento centrífugo
Se logra la separación de fases por medio de fuerza centrífuga, debido a la
diferencia de densidades existentes. La mezcla en el proceso es
precalentada con el fin de reducir la viscosidad del petróleo, posteriormente
entra por una sección central de un recipiente hacia su parte inferior donde
un dispositivo le imprime una fuerza centrífuga y lanza el agua hacia la
periferia por ser más densa que el crudo. El crudo limpio fluye por la parte
2.2.5.6. Tratamiento combinado
Los diseños varían de acuerdo al tipo de crudo, las emulsiones presentes y
las condiciones de presión y temperatura.
Estos tratamientos permiten trabajar con grandes volúmenes y a presiones y
temperaturas más variadas.
2.3.
PRUEBAS EN EL LABORATORIO
En campos de petróleo, se lleva a cabo ciertas pruebas a los fluidos con el
fin de verificar su calidad y realizar los controles pertinentes.
Para determinar la calidad del crudo específicamente, se requiere tomar
muestras para llevarlas al laboratorio y analizarlas. Estas muestras pueden
ser tomadas en los tanques o en la línea.
El muestreo en los tanques se lleva a cabo por medio de “ladrones” o
“botellas”, aunque algunas veces el tanque posee válvulas o grifos ubicados
lateralmente para tal propósito. El ladrón es un recipiente cilíndrico de
aproximadamente 15 pulg. de longitud cuyo fondo es una especie de válvula
de mariposa que puede abrirse o cerrarse completamente. El cilindro se
baja unido a una cuerda desde el techo del tanque hasta el nivel donde se
desea tomar la muestra. Durante el descenso, la válvula se encuentra
abierta y una vez se llega al nivel deseado, se cierra la válvula halando el
ladrón hacia arriba y se procede a subir la muestra hacia superficie.
2.3.1. DETERMINACIÓN DE LA GRAVEDAD ESPECÍFICA
Se determina con un instrumento llamado HIDRÓMETRO (Termo
hidrómetro). Se inicia colocando la muestra de crudo en un recipiente
cilíndrico con un diámetro de al menos 1 pulgada mayor que el del
la base del instrumento sea también de al menos 1 pulgada. Dicho recipiente
debe estar limpio y seco antes de vaciar en él la muestra. El hidrómetro
(limpio y seco) se introduce en el recipiente con cuidado y luego se suelta.
Se deja en reposo flotando libremente (separado de las paredes del cilindro).
Se lee la gravedad API al próximo de 0.1 ºAPI, leyendo de la parte inferior
del menisco (debido a la tensión superficial del líquido, este intenta pegarse
a las paredes del recipiente, dando la impresión visual de un nivel superior.
Por tal razón se lee el punto más bajo de la figura cóncava formada por la
tensión superficial). Simultáneamente lea la temperatura que corresponde a
la ºAPI tomada. (Figura 2)
Finalmente corrija el valor de ºAPI a 60ºF y repórtelo, usando tablas de
corrección por temperatura, las cuales deben estar disponibles en el
laboratorio. Si necesita calcular la gravedad específica, use la fórmula:
Gravedad Específica = 141.5 / (131.5 + ºAPI)[ 1 ]
Si necesita calcular la densidad del crudo, use la fórmula:
ºAPI = (141,5/ SG) – 131,5 [ 2 ]
. .
Figura 2. Equipo para medir OAPI
2.3.2. DETERMINACIÓN DEL CONTENIDO DE AGUA Y SEDIMENTOS
Existen dos métodos, el de centrifugación y el de destilación.
El primero es el más usado ya que el segundo solo determina la cantidad de
agua.
La muestra del primer método puede ser tomado en cualquier punto de la
facilidad, mientras que para el segundo se recomienda que se tome después
de que haya pasado por la unidad LACT en un punto aguas debajo de los
filtros.
2.3.2.1. Método de centrifugación
En un tubo de centrifugado aforado a 100% introduzca 50 c.c de muestra y
posteriormente agregue 50 de solvente (benzol, toluol, gasolina blanca,
gasolina de aviación, etc.).
Centrifugue por 10 minutos a 1500 RPM.
Lea el contenido de agua y sedimentos y multiplique este valor por 2,
después reporte.
2.3.2.2. Método de destilación
Prepare una mezcla de solvente y muestra igual al método anterior. Conecte
el recipiente con la mezcla a una trampa, la cual consta de dos partes, la
superior que es un condensador y la inferior que es la trampa propiamente
dicha. El condensador consta de dos tubos concéntricos, el interior está
conectado a la trampa y el exterior posee dos posibilidades de conexión, una
en la parte superior y otra en la parte inferior. Una es para la entrada de
Se monta este sistema sobre un calentador eléctrico. Al cabo de poco
tiempo, empiezan a salir vapores los cuales al pasar por el condensador se
vuelven líquidos y caen a la trampa.
Terminada la prueba, en la trampa hay un destilado que es agua e
hidrocarburos, pero se puede apreciar la interface. Conociendo el volumen
de agua en la trampa y la cantidad de crudo que se usó, se puede
determinar el BS&W de la siguiente manera:
BS&W = (Volumen de agua / Volumen de crudo) * 100[3]
La cantidad de muestra depende del contenido de agua presente, pues en la
trampa solamente se pueden medir hasta 10 c.c de agua.(Figura 3)
:
Figura 3. Equipo para determinar contenido de agua
2.3.3. DETERMINACIÓN DEL CONTENIDO DE SAL
A partir de la cantidad de agua obtenida en la toma de BS&W, se puede
encontrar la concentración de cloruros por medio de titulación y
posteriormente aplicar la fórmula:
Salinidad del agua en ppm
Cl- = 173 * Libras de sal por cada 1000 bbls de crudo / BSW.[ 4 ]
2.3.4. PRUEBAS DE BOTELLAS PARA ROMPER EMULSIONES
La prueba de botella es uno de los métodos de selección de productos
químicos deshidratantes. Se denomina así por el tipo de recipiente que se
usa, en el cual se vierte cierta cantidad de la muestra emulsionada que será
tratada.
La determinación del tratamiento a seguir se establece primeramente en
pruebas de laboratorio, mediante esta prueba se puede determinar que
compuesto químico romperá de manera efectiva la emulsión del petróleo
crudo de cierta segregación.
También, indicará la proporción de compuesto químico necesaria para tratar
el volumen de petróleo emulsionado que se está proyectando del yacimiento.
Adicionalmente en estas pruebas especiales se determina la necesidad o no
del tratamiento térmico complementario al tratamiento químico y su
correspondiente temperatura de tratamiento.
Es importante bajo el punto de vista operacional y económico, hacer todos
los esfuerzos y tentativas posibles para lograr un tratamiento a temperatura
ambiente, el cual involucrará solamente el uso de un rompedor de emulsión
y de otros medios mecánicos de deshidratación. Si lo anterior no es posible
3. METODOLOGÍA
3.1.
FINALIDAD DE LAS FACILIDADES DE PRODUCCIÓN
DE YURALPA
Las facilidades de producción de Yuralpa son de propiedad de
Petroamazonas, antes perteneció a la compañía Perenco Ecuador Limited.
Se diseñaron con el objeto de que el petróleo proveniente del yacimiento, a
través de las líneas de flujo llegue desde los pozos, hasta la Estación Central
de producción Yuralpa, en la cual se ha instalado las facilidades necesarias
para tener un proceso de deshidratación del crudo de manera técnica y
satisfactoria, una vez obtenido un petróleo con menos del 0.5 % de BSW
bombearlo por el oleoducto de 16” (Yuralpa – Puerto. Napo), al oleoducto de
AGIP, por éste se llegará a la Estación Baeza de AGIP, desde la cual se
realizará la entrega del petróleo de Petroamazonas a la Estación Sardinas
del OCP.
3.2.
DESCRIPCIÓN DEL PROCESO 1
Las facilidades de producción de Yuralpa CPF consisten en un tren de
equipos de procesos, el tren está diseñado para procesar 120000 Bls de
fluido por día, de los cuales se tiene previsto obtener 20000 Bls netos de
petróleo con 0.5 % de BSW para su venta y 100000 Bls de agua con menos
de 15 ppm de aceite para su reinyección.
El fluido crudo-agua-gas, procedente de los pozos llega a la estación,
ingresa a la bota desgasificadora (V-102), desde donde empieza el proceso
de deshidratación del petróleo; luego ingresa al tanque de lavado (T-400) el
Con la ayuda de un calentador de interface se impulsa la separación de
agua y crudo; básicamente se realiza por diferencia de gravedad específica,
esta separación forma un colchón (nivel) de agua que en el proceso continuo
permite la migración (lavado) del crudo hacia la parte superior del tanque, y
que las pequeñas gotas se junten entre sí formando gotas más grandes que
caen por gravedad y exista la separación.
De este tanque salen en 3 direcciones: agua, gas y crudo.
3.3.
DESCRIPCIÓN DEL PROCESO 2
• El agua sale con dirección a las bombas de transferencia (P
310/320/330) de agua, las cuales envían hacia el tanque de desnatado
(T440), una vez desnatada el agua sale con dirección al tanque de
inyección (T-450), para posteriormente a través de bombas centrífugas
multietapa reinyectar el agua a los pozos de reinyección.
• El gas sale de la bota desgasificadora(V-102), hacia un domo (V-150) que se usa para el gas de utilidad gas blanket, gas para el boiler (H-925),
etc.; el exceso va hacia un domoblanking gas (V- 120), para
posteriormente quemarse en una tea.
• El crudo llega a las bombas de transferencia de crudo (P-330/40/50), para ser impulsado hacia el intercambiador cruzado (E-280/290)
ingresando con 160 °F y saliendo del intercambiador con 212°F, para
luego ingresar a los intercambiadores de tubos (E-230/240) elevando su
temperatura a 250° F, y finalmente para completar la fase de
deshidratación ingresa a los tratadores electrostáticos (V-200/210), con la
finalidad de eliminar el remanente de agua, para salir del mismo con
0.5% de BSW y dirigirse al tanque de almacenamiento (T-410), para su
posterior exportación por el oleoducto Yuralpa – Puerto Napo e ingresar
al oleoducto de la compañía AGIP, y por el mismo llegar a la Estación
3.4. DESCRIPCIÓN
DE
LAS
FACILIDADES
DE
PRODUCCIÓN DE YURALPA.
La información a proporcionarse en esta sección está directamente
relacionada con el sistema central de los procesos operativos de la planta
CPF. (Figura 4)
Figura 4. Facilidades de producción de Yuralpa
El diseño de este proceso de producción tiene una particularidad, que en
cada locación existen varios pozos perforados en racimo, por consiguiente
cada locación tiene su respectivo manifold, así entonces en Yuralpa centro 1
se encuentra instalado el manifold M-190, en Yuralpa Centro 2 el manifold
M –170.
Cada uno de los manifolds está construido para recibir tres líneas de flujo de
tres pozos.
El manifold tiene incorporado una línea de 2” con FE, FT, para la realización
de pruebas de pozos, además tiene instalados PI, PIT, TIT, puntos de
inyección de químicos y un analizador de BSW (AE-170)
3.4.1. BOTA DE GAS (GAS BOOT)
La bota de gas (V-102), proporciona la primera etapa de separación del gas
y crudo antes que éste ingrese al tanque de lavado. La bota de gas es un
recipiente cilíndrico instalado verticalmente, de 36” de diámetro y 40’ de
altura, está diseñada para trabajar a 8 psig y 160° F.
Para su correcto funcionamiento la bota cuenta con accesorios adicionales
como PIT, PSV, FE, FIT, PV.
La bota mantiene una presión de trabajo de 8 psig, el exceso de gas se usa
para gas de utilidad (gasblanket, gas para encender el boiler (H-925), como
combustible) y el resto se quema en la tea.
3.4.2. TANQUE DE LAVADO (WASHTANK)
El tanque de lavado (T-400) recibe directamente de la bota (V-102), ingresa
En este tanque empieza la deshidratación del petróleo.
Este tanque tiene una capacidad de 11000 bls, es un recipiente cilíndrico
con un diámetro de 50’ y una altura de 32’, tiene 2 válvulas PSV de
protección de 16 onzas para sobre presión y 1 onzas de vacío a 200 °F,
como máximo.
El correcto funcionamiento del tanque de lavado depende del tiempo de
residencia del crudo, del nivel del colchón de agua(8 pies), en el cual se va a
desarrollar la deshidratación, permitiendo separar la mayor cantidad de agua
del crudo, para esto cuenta con accesorios adicionales como: el calentador
de interface ( E-260 A/B ), alimentados con aceite térmico, accesorios de
muestreo a diferentes niveles para determinar la calidad del crudo, un bafle
de rompimiento de emulsiones, un recipiente interior para crudo limpio
(oilbucket), al cual pasa por rebose a una altura de 26”, líneas de drenaje de
agua, gas y línea de crudo.
Este equipo tiene instalado accesorios de control y seguridad para su buena
operación.
3.4.3. BOOSTER DE TRANSFERENCIA DE CRUDO (OIL TRANSFER PUMPS)
Las bombas de transferencia de crudo (P-330/40/50), con una capacidad de
12500 bbls por día, tienen incorporado un motor eléctrico de 60 HP y puede
levantar una presión de 80 psi.
La función específica de estas bombas es transferir crudo con dirección
hacia los intercambiadores de calor cruzado de crudo.
Las tres bombas vienen instalados en un solo skid, para su buen
3.4.4. INTERCAMBIADORES DE CALOR CRUZADO DE CRUDO (CROSS
EXCHANGER)
Los intercambiadores de calor cruzado de crudo (E-280-290), pueden
trabajar en el lado caliente entrada /salida 250 °F con 50 psi / 190 °F con 40
psi, en el lado frío entrada y salida 160°F con 75 psi / 212° F con 65 psi.
Tienen una capacidad de producción de calor de 6.2 MMBTU/HRA.
Los intercambiadores de calor cruzado en este proceso son utilizados para
transferir calor hacia el flujo de crudo proveniente del tanque de lavado,
utilizando el flujo de crudo caliente que sale de los tratadores electrostáticos
(V-200/210), este proceso es fundamentalmente para reducir la viscosidad y
facilitar la separación del agua del crudo.
La ganancia de calor en estos intercambiadores es de 52 °F
aproximadamente.
Estos intercambiadores están provistos de instrumentación de control y
seguridad para su buen funcionamiento. (Figura 5)
3.4.5. CALENTADORES DE CRUDO (OIL HEATERS)
Los calentadores de crudo (E–230/240) trabajan en el lado caliente, entrada
y salida con 500 º F a 40 PSIG / 300 º F a 30 PSIG, y en el lado frío con
entrada y salida 212 º F a 65 PSIG / 250 º F a 55 PSIG, y tiene una
capacidad de calentamiento de 475 MMBTU / Hra cada uno. (Figura 6)
Figura 6. Calentadores de crudo
Estos calentadores sirven para transferir el calor del sistema de aceite
térmico caliente hacia el crudo del proceso proveniente de los
intercambiadores de calor cruzado (Cross Exchanger), esto sirve para
mejorar la separación de agua del crudo.
El calor transferido es aproximadamente de 38 ºF.
Estos equipos están provistos de instrumentación y accesorios que facilitan
3.4.6. TRATADORES ELECTROSTÁTICOS (OIL TREATERS)
Los tratadores electrostáticos (V–200/210) tienen las siguientes
dimensiones: 10’ diámetro por 30’ de longitud, diseñado para trabajar
máximo a 150 PSIG a 300 ºF, para un trabajo en condiciones normales de
50 PSIG a 250 ºF con 100 KVA y una capacidad de 15000 BOPD.
El crudo proveniente de los calentadores de crudo (oilheaters) pasa por
estos equipos, siendo el último punto de separación del agua, para pasar al
tanque de almacenamiento. (50 psi - 250°F, 100 KVA – 15 000 BOPD).
Los tratadores electrostáticos están provistos de toma muestras a diferentes
niveles para determinar la calidad del crudo en su interior y de elementos de
control para su correcto funcionamiento. (Figura 7)
3.4.7. TANQUE DE ALMACENAMIENTO
El tanque de almacenamiento (T–410) tiene las siguientes dimensiones: 70’
de diámetro por 32’ de altura.
Para trabajar como máximo a 16 oz de presión y 0.5 oz de vacío, a 250 º F,
tiene una capacidad de 20000 Bbls.
Está provisto de 2 PSV para proteger una sobre presión o vacío, además
está provisto de un sistema automático de control para su funcionamiento
normal.
Almacena el crudo proveniente de los tratadores electrostáticos. (Figura 8)
3.4.8. BOMBAS BOOSTER DE PETRÓLEO (OIL BOOSTER PUMPS)
Las bombas booster de petróleo (P-500/510/520), son bombas centrífugas
que pueden trabajar como máximo a 240 PSIG a 250 º F, tienen una
capacidad de 10000 BPD a 50 PSIG y un motor eléctrico de 20 HP cada
una. Estas bombas toman crudo del tanque de almacenamiento para
enviarlas a las unidades Lact de fiscalización y tienen elementos de control
para su buen funcionamiento. (Figura 9)
Figura 9. Bombas booster de petróleo
3.4.9. UNIDADES LACT (CPF LACT UNIT)
Este skid (SK-600) consta de dos unidades con sus respectivos filtros,
detector de BSW, sampler para recoger muestra durante las 24 Hrs. y un
probador bi- direccional para realizar las calibraciones de los medidores de
Estas unidades tienen la misión de contabilizar el crudo ya tratado que se
entregará a AGIP y PETROPRODUCCIÓN.
Las unidades Lact (SK–600) tienen una capacidad de fiscalizar 30000 BOPD
entre las dos unidades, normalmente trabajan a 50 PSIG a 190º F, como
máximo pueden trabajar a 240 PSIG a 200 º F. (Figura 10)
Figura 10. (CPF LACT UNIT)
3.4.10. BOMBAS DE EXPORTACIÓN DE CRUDO (OIL SHIPPING PUMPS)
Las bombas de exportación de crudo (P–540/550), pueden trabajar máximo
a 3375 PSIG a 200 º F, y una capacidad operacional de 20000 BOPD a 2400
Estas bombas tienen como misión transferir el crudo tratado y limpio desde
Yuralpa hacia el Tena.
También tienen incorporadas válvulas de seguridad calibradas a 5000 PSIG,
en caso de una sobre presión, y además instrumentos para control.
(Figura 11)
Figura 11. Bombas de exportación de crudo
3.4.11. LANZADOR DE CHANCHO (OIL PIG LAUNCHER)
El lanzador de chancho (ST–610), puede trabajar como máximo a 5000
PSIG a 200 º F, y en operación normal a 450 PSIG a 190 ºF con una
capacidad de 30000 BOPD.
Tiene instalado una válvula de seguridad (PSV 610) calibrado a 5000 PSIG
Este lanzador sirve para alojar un limpiador – raspador (chancho) para
limpiar la tubería interiormente de parafinas, sedimentos, etc. (Figura 12)
Figura 12. Lanzador de chancho
3.4.12. TANQUE DE RECICLADO CON SU RESPECTIVA BOTA DE
GAS (RECYCLE TANK)
El tanque de reciclado (T–420) recibe todo el crudo que requiere ser tratado
nuevamente en el sistema, por ejemplo, cuando el valor de BSW está sobre
las normas establecidas, el fluido regresa al tanque de reciclaje, luego pasa
a un calentador Recycle tank heater (E–250) y con bombas (P360/370) se
envía hacia el tanque de lavado, así empieza nuevamente el tratamiento.
Este tanque tiene como dimensiones 70’ diámetro por 32’ de altura para
condiciones operacionales trabajará a 6 oz de presión a 160 º F con una
capacidad de 20000 BBLS.
Este tanque tiene la particularidad que está diseñado para desempeñar
varias funciones (de lavado, reciclaje y almacenamiento).
Tiene instalado válvulas de sobre presión y vacío, e instrumentación para su
control y buen funcionamiento. (Figura 13)
Figura 13. Tanque de reciclado
3.4.13. BOMBAS DE CRUDO RECICLADO (RECYCLE PUMPS)
Estas bombas de crudo reciclado (P-360/370) son bombas de cavidad
progresiva para trabajar máximo a 275 PSIG a 200 º F, en condiciones
operacionales pueden trabajar a 100 GPM a 45 PSIG, están acopladas a un
motor eléctrico de 5 HP.
Estas bombas toman el crudo del tanque de reciclado para enviarlo hacia el
3.4.14. CALENTADOR DE CRUDO RECICLADO (RECYCLE TANK
HEATER)
El calentador de crudo reciclado (E-250) trabaja en el lado caliente (entrada
y salida con 500 º F a 65 PSIG / 300 º F a 55 PSIG) y en el lado frío (entrada
y salida con 90 º F a 45 PSIG / 160 º F a 35 PSIG), con una capacidad de
calentamiento de 3,2 MMBTU/HRA. Puede trabajar como máximo a 140
PSIG a 600 º F.(Figura 14)
Figura 14. Calentador de crudo reciclado
Este equipo transfiere calor del sistema de aceite térmico hacia el crudo
reciclado, la ganancia de temperatura es aproximadamente de 70 º F. El
crudo caliente se envía al Tanque de lavado para procesarlo otra vez.
El calentador está provisto de equipos de control y protección para su normal
3.4.15. CALENTADOR DE CRUDO COMBUSTIBLE (FUEL OIL
HEATER)
El calentador de crudo para combustible (E-255) calienta el crudo que se va
a usar en la planta de generación, trabaja en el lado caliente, entrada y
salida 500 º F a 40 PSIG / 300 º F a 35 PSIG y en el lado frío, entrada y
salida 70 º F a 50 PSIG / 150 º F a 45 PSIG, con una capacidad de
calentamiento de 0.34 MMBTU /HRA. Puede trabajar máximo a 140 PSIG a
600º F. Está provisto de instrumentación de control y protección para una
buena operación. (Figura 15)
3.4.16. SISTEMA DE GAS Y VENTEO
3.4.16.1. Acondicionador de gas de utilidad
El scrubber de gas de utilidad (V-150) es un recipiente que toma gas de las
botas de gas (V-102/105) y los acondiciona, para ser utilizado en diferentes
utilidades como: gas blanket en todos los tanques del proceso, llama piloto
para la tea, combustible para la caldera, para deshidratar el gas y cumplir así
los objetivos del equipo.
Sus dimensiones son 12” de diámetro por 8’ de alto, para trabajar en
condiciones operacionales con 5 PSIG a 160 ºF, y puede manejar 0.3
MMSCFD.
Puede trabajar como máximo a 150 PSIG a 200 ºF.
Este equipo está provisto de instrumentación de control y seguridad para su
buen funcionamiento. (Figura 16)
3.4.16.2. Acondicionador de gas de alta presión
El flarescrubber de alta presión (V-120), es un recipiente que recibe todo el
exceso de gas de los equipos que están sometidos a presión, por ejemplo: la
bota de gas (V-102), luego pasa por un arresta llamas y va a quemarse a la
tea de alta presión.
Sus dimensiones son 42” diámetro por 12’ de largo, para trabajar a 2 PSIG a
160ºF.
Puede trabajar como máximo a 150 psig a 200 ºF.
150 psi / 200°F
2 psi / 160°F
Este equipo está provisto de instrumentación de control y seguridad, para su
buen funcionamiento.
3.4.16.3. Acondicionador de gas de baja presión
El flarescrubber de baja presión (V-140), es un equipo que trata el gas que
proviene de los desfogues de los tanques del proceso de crudo y agua,
luego pasa hacia un arresta llamas, para finalmente quemarse en la tea de
baja presión. En este equipo se almacena los condensados.
Sus dimensiones son 24” ID por 10’ de altura, en condiciones normales
trabaja a 0.5 PSIG a 160 º F, y tiene una capacidad de 1.1 MMSCFD.
3.4.16.4. Bombas del acondicionador de gas de baja presión
Las bombas del acondicionador de gas de baja presión (P-650/655), son
bombas de desplazamiento positivo que bombean los fluidos recolectados
hacia el sumidero; en condiciones normales trabajan con una capacidad de
10 GPM a 10 PSIG, tienen acoplado un motor eléctrico de ½ HP y una
capacidad máxima de 275 PSIG a 200 º F.
Estas bombas están provistas de instrumentación de control y seguridad
para su buen funcionamiento.
3.4.16.5. Mechero o tea
Los mecheros de baja y alta presión (Z-650) son equipos a dónde va el
exceso de gas de todo el proceso, a quemarse hacia el ambiente.
La capacidad total que manejan estos equipos es de 5 MMSCFD, y tienen
una altura de 30’.
3.4.16.6. Panel de ignición (ignitor panel)
El panel de ignición (Z-640) sirve para dar una señal de fuego o chispa
3.5.
SISTEMA DE DRENAJE Y RECUPERACIÓN DE
CRUDO/AGUA, INYECCIÓN DE AGUA.
3.5.1. BOMBAS BOOSTER DE RECUPERACIÓN DE AGUA (WATER
TRANSFER PUMPS)
Las bombas booster de agua (P-300/310/320), tienen la misión de evacuar
toda el agua separada del T – 400 y del T – 420 y enviarlo al T – 440, para
su limpieza y luego inyectarlo al pozo de agua.
Tienen una capacidad de 34000 a 25 PSIG cada uno, y tiene acoplado un
motor de 50 HP cada uno. Presión máxima de trabajo 275 PSIG y
temperatura máxima 200 ° F. (Figura 17)
3.5.2. TANQUE DE DESNATADO (WATER SKIM TANK)
El tanque de desnatado (T–440), recibe el agua que es enviada por las
bombas (P-300/310/320) y de los Oil Treater (V–200/210) para luego pasar
al tanque de almacenamiento de agua (T-450) para inyección.
Sus dimensiones son 48’ DÍA x 32’ de altura y una capacidad de 10000bls.
Este tanque está provisto de un recipiente en su interior para la recolección
de aceite que va con el agua.
Este equipo está provisto de instrumentación de control y seguridad para su
buen funcionamiento. (Figura 18)