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SeparaciAn-bifAísica-en-el-puerto-de-PEMEX-dos-Bocas
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IIINNNSSSTTTIIITTTUUUTTTOOO PPPOOOLLLIIITTTEEECCCNNNIIICCCOOO NNNAAACCCIIIOOONNNAAALLL EEESSSCCCUUUEEELLLAAA SSSUUUPPPEEERRRIIIOOORRR DDDEEE IIINNNGGGEEENNNIIIEEERRRIIIAAA YYY AAARRRQQQUUUIIITTTEEECCCTTTUUURRRAAA UUUNNNIIIDDDAAADDD TTTIIICCCOOOMMMAAANNN “SEPARACIÓN BIFASICA EN EL PUERTO DE PEMEX DOS BOCAS” TESIS QUE PARA OBTENER EL TITULO DE: INGENIERO PETROLERO PRESENTA: ABENAMAR GUERRERO IZQUIERDO ASESOR: ING. JOSE LUIS CHAVEZ ALCARAZ MÉXICO D.F. OCTUBRE 2009 SEPARACIÓN BIFASICA EN EL PUERTO DE DOS BOCAS - i - A MIS PADRES: A quienes me dieron la vida, quienes sin esperar nadan, lo dieron todo. A quienes rieron conmigo en mis triunfos y lloraron también en mis fracasos. A quienes me guiaron por un camino de rectitud y me enseñaron también que es lo mejor. A un par de corazones buenos con gratitud eterna. Por que con su ejemplo me enseñaron que: Lo que ahoga a alguien no es caerse al río, sino mantenerse sumergido en él. A MIS HERMANOS: Por ser ustedes los pilares en los cuales me apoyo cuando estoy a punto de fracasar. Por estar cerca de mi, compartiendo las experiencias mas importantes de mi carrera. Porque gracias a sus apoyos he llegado a realizar una de mis mejores metas. A MI ESPOSA: A ti que supiste: encaminar rebeldías, perdonar errores, consolar tristezas, compartir sueños, saborear logros… porque nunca estuve solo en aquellas tinieblas que me agobiaron día a día. ¡Gracias por apoyarme y confiar en mí! Soy feliz por la seguridad que siento al saber que estás a mi lado, día tras día, y el saber que estamos juntos año tras año. Esposa mía ¡Te amo! A MIS HIJOS: A mis hijos como un testimonio de gratitud, porque sus presencias han sido y serán siempre un motivo más en mi vida. A MIS PROFESORES: A quienes supieron orientarnos durante el largo camino de la educación, a quienes no escatimaron en darnos sus conocimientos, por eso y mucho más, gracias de todo corazón. Enseñar es un ejercicio de inmortalidad A DIOS: Por todo lo que me ha dado, por permitirme a mi y mis seres queridos llegar hasta esta parte de mi vida, llena de triunfos y fracasos, por ser la luz que me guía en los caminos de penumbra, gracias. Contigo a mi lado seguiré adelante. RESUMEN SEPARACIÓN BIFASICA EN EL PUERTO DE DOS BOCAS - ii - El procesamiento y acondicionamiento del petróleo es de vital importancia en la industria petrolera; es en este campo de estudio donde se desarrolla la presente tesis. El primer capitulo consiste en los diferente equipos que se utilizan para el acondicionamiento del petróleo, seguido del capitulo dos donde se describen los diferentes secciones y utensilios para llevar a cabo la separación del gas y aceite. En el capitulo tres se mencionan los aditivos que son ingresados durante la separación para conseguir una mejor estabilidad y por consiguiente obtener una mejor separación ya que durante la separación se presentan problemas de espumas, parafinas y asfaltenos. Durante el capitulo cuatro se mencionan las condiciones de separación mas apropiadas de acuerdo a las características de los fluidos producidos al igual que los mecanismos por los cuales ocurre la separación. En el quinto capitulo se menciona el tiempo de retención que es el tiempo necesario que ocurra la estabilización del gas y el aceite y así pueda llevarse acabo un mejor acondicionamiento. El sexto capitulo es de los mas importantes ya que en este se calcula las dimensiones que los separadores deben tener para poder procesar toda la producción que llega a la terminal de Dos Bocas. El capitulo siete pertenece a los tanques de almacenamiento que es en donde se recibe el aceite ya libre de gas para su almacenamiento y poderlo mandar a los diferentes centros de procesamiento. La distribución es el nombre del capitulo ocho donde se muestra la llegada de las diferentes corrientes que llegan al Puerto de Dos Bocas y el proceso por el cual pasan para separarse y así ser distribuidos hacia los diferentes destinos del país. En el capitulo nueve se dictamina si los separadores que procesan toda la producción del petróleo en el Puerto de Dos Bocas son los adecuados para obtener la mejor separación, en dado caso que no sea así se propondrá una mejor solución para solucionar este problema. Y por ultimo en el capitulo diez se mencionan los sistemas de seguridad con los que cuenta el Puerto de Dos Bocas para poder hacer frente a posibles problemas que pueden presentarse durante los procesos. SEPARACIÓN BIFASICA EN EL PUERTO DE DOS BOCAS - iii - ABSTRACT The aim of this study is to describe the equipments and the process used for the conditioning of the different oils that come to the Maritime Terminus of the Port of Two Mouths that are the current of the Littoral and Port Ceiba. The oil extracted from the different petroleum deposits is transported to the battery of separation across ducts as a complex mixture of oil and gas, all this production is tried in the dividers biphasic of the tower of stabilized to obtain gas and oil in separated currents and to be able to store them separately for his distribution to the different centers of processing and consumption national and foreigner by means of monobuoys where the ship-tank are supplied. For such a motive realize this thesis to know more on the process used in the Port of Two Mouths of the conditioning of the crude oil and to the equal one to verify if the equipments of separation are adapted for the expense of production that is received every day in agreement to my obtained information and a suggestion is able to give if they are or not adapted the tanks of separation. C O N T E N I D O DEDICATORIA……………………………………………………………. RESUMEN…………………………………………………………………. i ii SEPARACIÓN BIFASICA EN EL PUERTO DE DOS BOCAS - iv - 1.1 1.2 1.3 1.3. 1.4 1.4. 1.4. 1.5 2.1 2.2 3.1 3.1.1 3.1.2 3.2 3.2.1 3.3 3.3.1 3.3.2 3.3.3 3.3.4 3.3.5 4.1 4.2 4.2.1 4.2.2 4.2.3 4.3 4.4 4.5 6.1 7.1 7.2 7.2.1 7.2.2 7.2.3 7.2.4 ABSTRACT………………………………………………………………… OBJETIVO…………………………………………………………………. Introducción……………………………………………………………….. Capítulo 1. Tipos de separadores…………………………………………... Descripción..….…………………………………………………………….. Separación de mezcla de hidrocarburo……………………………………... ¿Qué es un separador? ……………………………………………………... Razones por las cuales son necesario lo separadores………………………. Clasificación de los separadores…………………………………………… Separadores de dos fases……………………………………………………. Separadores de tres fases…………………………………………………… Tanque cachador……………………………………………………………. Capitulo 2. Descripción de los separadores................................................... Descripción y clasificación del equipo de separación……………………… Tipos de extractores de niebla……………………………………………… Capitulo 3. Aditivos………………………………………………………... Problemas durante la separación……………………………………………. Espumas…………………………………………………………………...... Tratamientos con siliconas………………………………………………….. Parafinas…………………………………………………………………….. Tratamiento…………………………………………………………………. Asfaltenos…………………………………………………………………... Mod. Termodinámicos sobre la disposición de los asfaltenos en el petróleo. Precipitación de asfaltenos………………………………………………….. Problemas asociados a la precipitación de asfaltenos…………….………… Tratamiento dispersante de asfaltenos……………………………………… Uso de resinas como inhibidores de la precipitación de asfaltenos………… Capitulo 4. Separación Gas-Aceite………………………………………… Condiciones de separación………………………………………………….. Mecanismos de separación…………………………………………………. Separación por gravedad……………………………………………………. Separación por fuerza centrifuga…………………………………………… Separación por choque……………………………………………………… Principales factores que afectan la eficiencia de separación de gas y aceite.. Procesos de separación del petróleo en el Puerto de Dos Bocas…………… Condiciones operativas de la plataforma de estabilizado…………………... Capitulo 5. Tiempo de retención…………………………………………... Capitulo 6. Calculo de la capacidad del separador………………………… Tamaño del separador horizontal…………………………………………… Capitulo7. Almacenamiento………………………………………………. Almacenamiento del petróleo………………………………………………. Clasificación de los tanques de almacenamiento…………………………… Tanques atmosféricos………………………………………………………. Tanques a baja presión (servicio criogénico)………………………………. Tanques atmosféricos de techo fijo………………………………………… Tanques elevados…………………………………………………………… iii viii ix 1 2 2 2 3 3 5 8 8 11 12 14 19 20 20 22 23 26 29 29 31 32 32 33 35 36 38 38 42 43 43 47 48 51 52 53 59 60 61 61 61 61 62 SEPARACIÓN BIFASICA EN EL PUERTO DE DOS BOCAS - v - 7.3 7.3.1 8.1 8.1.1 8.2 8.2.1 8.2.2 9.1 9.2 9.3 9.4 9.5 9.6 9.7 9.8 Almacenamiento en el Puerto de Dos Bocas……………………………….. Características de los tanques atmosféricos verticales con cúpula flotante… Capitulo 8. Distribución……………………………………………………. Casa de bombas…………………………………………………………….. Ductos……………………………………………………………………..... Comercialización…………………………………………………………… Bombeo a refinación………………………………………………………... Exportación………......................................................................................... Capitulo 9. Seguridad en la Terminal Marítima de Dos Bocas……………. Objetivo de la seguridad en el puerto………………………………………. Supresión a base de fm200…………………………………………………. Sistema de agua pulverizada………………………………………………... Seguridad en los tanques de almacenamiento………………………………. Muro de contención………………………………………………………… Sistemas fijos de espuma contraincendio…………………………………... Sistemas semi-fijos de espuma contraincendio…………………………….. Espuma mecánica contraincendio…………………………………………... Conclusión y Recomendación.……………………………………………. Nomenclatura…………………………………………………………….... Bibliografía……………………………………………………………….... 62 62 67 68 68 68 68 68 70 71 71 72 72 72 73 73 73 74 75 76 SEPARACIÓN BIFASICA EN EL PUERTO DE DOS BOCAS - vi - Índice de figuras. Figura 1. Figura 2. Figura 3. Figura 4. Figura 5. Figura 6. Figura 7. Figura 8. Figura 9. Figura 10. Figura 11. Figura 12. Figura 13. Figura 14. Figura 15. Figura 16. Figura 17. Figura 18. Figura 19. Figura 20. Figura 21. Figura 22. Figura 23. Figura 24. Figura 25. Figura 26. Figura 27. Figura 28. Figura 29. El Puerto de Dos Bocas……………………………………………… Ubicación de equipos………………………………………………... Torre de estabilizado………………………………….…………….. Compresión…………………………………………………………. Tanques de almacenamiento………………………………………… Casa de bombas……………………………………………………… Exportación de monoboyas tipo CALM…………………………….. Tanque cachador tipo convencional…………………………………. Tanque cachador tipo dedos…………………………………………. Separador Horizontal………………………………………………… Separador Vertical…………………………………………………… Extractor de niebla tipo veleta…………………………….................. Extractor de niebla tipo malla de alambre…………………………… Esquema de un tubo centrífugo de un extractor del tipo ciclónico….. Esquema de un extractor de niebla del tipo ciclónico……………….. Representación esquemática de una molécula de asfalteno…………. Agregación y precipitación de asfaltenos……………………………. Fuerzas que actúan sobre una gota…………………………………... Esquema de la batería de separación del Puerto de Dos Bocas……... Clasificación de los tanques de almacenamiento……………………. Tanque de almacenamiento en el Puerto de Dos Bocas…………….. Tanque atmosférico de techo flotante……………………………….. Techo flotante……………………………………………………….. Sellos primarios tipo pantográfico…………………………………... Sello primario de espuma……………………………………………. Sello secundario……………………………………………………... Drenaje del techo…………………………………………………….. Esq. de la llegada y salida del petróleo en el Puerto de Dos Bocas…. Esq. del recibo del crudo y la distribución en el Puerto de Dos Bocas ix xi xii xiii xiv xv xv 10 10 13 14 15 17 18 18 29 30 39 49 61 62 63 64 64 65 65 66 69 69 SEPARACIÓN BIFASICA EN EL PUERTO DE DOS BOCAS - vii - Índice de tablas. Tabla 1. Tabla 2. Tabla 3. Tabla 4. Tabla 5. Tabla 6. Tabla 7. Comparación de los equipos de separación……………………………… Características de la malla de alambre…………………………………... Sistemas de dispersión…………………………………………………... Composición de crudos parafínicos y sus depósitos…………………….. Características de parafinas macro y microcristalinas…………………... Parafinas y punto de fusión……………………………………………… Sistemas de seguridad en el Puerto de Dos Bocas………………………. 7 16 21 24 24 25 71 Índice de graficas. Grafica 1. Grafica 2. Grafica 3. Grafica 4. Grafica 5. Grafica 6. Grafica 7. Grafica 8. Eficiencia de un extractor de niebla de malla de alambre……………... Efecto del número de carbonos del agente precipitante sobre la cantidad de componentes insolubles…………………………………... Variación del punto de floculación de asfaltenos con la relación resina/asfaltenos……………………………………………………...... Variación del punto de floculación de asfaltenos con diferentes tipos y concentraciones de resina……………………………………………… Determinación del coeficiente de arrastre……………………………... Relación del tamaño de las partículas de líquido vs. porcientos de partículas eliminadas…………………………………………………... Temperatura de separación vs recuperación de líquidos Pf = 400 lb/pulg2 abs…………………………………………………………….. Efecto en el factor de volumen del aceite cuando esta supersaturado…. 16 31 33 34 40 40 46 47 SEPARACIÓN BIFASICA EN EL PUERTO DE DOS BOCAS - viii - OBJETIVO El objetivo de este estudio es describir los equipos y el proceso utilizado para el acondicionamiento de los diferentes crudos que llegan a la Terminal Marítima del Puerto de Dos Bocas que son la corriente del Litoral y Puerto Ceiba. El petróleo extraído de los diferentes yacimientos petroleros es transportado a la batería de separación a través de ductos como una mezcla compleja de aceite y gas, toda esta producción es procesada en los separadores bífasicos de la torre de estabilizado para obtener gas y aceite en corrientes separadas y poder almacenarlos por separado para su distribución a los diferentes centros de procesamiento y consumo tanto nacional como extranjero por medio de monoboyas donde se abastecen los buquetanques. Por tal motivo realice esta tesis para conocer mas acerca del proceso utilizado en el Puerto de Dos Bocas del acondicionamiento del crudo y al igual comprobar si los equipos de separación son los adecuados para el gasto de producción que se recibe diariamente de acuerdo a mis datos obtenidos y poder dar una sugerencia si son o no adecuados los tanques de separación. I N T R O D U C C I Ó N TERMINAL MARÍTIMA DOS BOCAS SEPARACIÓN BIFASICA EN EL PUERTO DE DOS BOCAS - ix - Ubicación La Terminal Marítima de Dos Bocas se encuentra ubicada en la costa Norte del estado de Tabasco, en la jurisdicción del municipio de Paraíso a 130 Km. del área de plataformas y 160 Km. de Cd. del Carmen, Camp. La Terminal inicio su construcción a finales de 1979 y tiene una superficie de 1,492 Hectáreas con 2,095m. de muelle, los cuales cubren un canal de acceso a embarcaciones hasta de 5.5m (18 pies) de calado. Fig. 1 Puerto de Dos Bocas Los objetivos principales son: Recibo, Acondicionamiento, Almacenamiento, Distribución y Comercialización de hidrocarburos provenientes de los campos de la sonda de Campeche y Tabasco, así como el suministro de insumos y servicios para el apoyo de las operaciones de perforación y explotación de los yacimientos de las Regiones Marinas, en mantenimiento y logística. SEPARACIÓN BIFASICA EN EL PUERTO DE DOS BOCAS - x - Así mismo, sirve como centro administrativo para el desarrollo de las actividades de la Gerencia de Transporte y Distribución de Hidrocarburos y los Activos Integrales de Explotación de la Región Marina Suroeste (Fig. 1). Ubicación de equipos (Fig. 2) 1. Entrada de la Terminal 2. Helipuerto 3. Edificio Administrativo #1 4. Edificio Administrativo #2 5. Paquete de Medición 6. Laboratorio 7. Casa de Bombas No. 1-2 8. Casa de Bombas No. 5E 9. Batería de Separación 10. Estación de Compresión 11. Estabilizado 12. Ingenieros de Turno 13. Subestación Eléctrica (Turbogeneradores) 14. Paquete de Medición 15. Casa de Bombas No. 4 16. Tanques de Almacenamiento 17. Deshidratación 18. Pozo Escuela 19. Canal de Navegación SEPARACIÓN BIFASICA EN EL PUERTO DE DOS BOCAS - xi - Fig. 2 Ubicación de Equipos Recibo de Aceite Crudo Pesado: 978.7 mbpd con una calidad de 21-23º API a través de dos líneas de 36” por 160 Km. Y una de 36” por 80 Km. Crudo Ligero Marino: 495.7 mbpd con una calidad 35º API los cuales son transportados por una línea de 36” por 160 Km. Crudo Ligero Región Sur: 57.36 mbpd con una calidad de 35º API, los cuales son transportados por una línea de 24” . SEPARACIÓN BIFASICA EN EL PUERTO DE DOS BOCAS - xii - Recibo de Gas De la producción de Gas de la Región Marina Suroeste que es del orden de 980.15 mmpcd se reciben en la TMDB 18.5 mmpcd en conjunto con 45 mmpcd de la producción del campo terrestre Puerto Ceiba. ACONDICIONAMIENTO Separación Se cuenta con una batería integrada por 2 trenes de separación, uno para la corriente de Puerto Ceiba (125 mbpd y 75 mmpcd) y otro para la corriente de Litoral (225 mbpd y 225mmpcd). Para un total de 350 mbpd y 300 mmpcd. Estabilización Se tiene una capacidad para 2,250 mbpd para darle al petróleo crudo las condiciones de presión de vapor RAID requeridas, se cuenta con 9 vasijas y 1 rectificador (Fig. 3). Fig. 3 Torre de estabilizado Deshidratación SEPARACIÓN BIFASICA EN EL PUERTO DE DOS BOCAS - xiii - Para el acondicionamiento del crudo ligero se tienen 4 tanques de cúpula flotante de 200 mbpd y 2 vasijas deshidratadoras con una capacidad de 190 mbpd cada una. Endulzamiento Para el suministro de gas combustible se cuenta con dos plantas endulzadoras Black Sivalls (3.8 mmpcd) y Propak (20 mmpcd), ambas son de ciclo Girbotol y utilizan DEA como agente absorbente. Compresión La estación de compresión de gas, tiene como función el aprovechamiento de los vapores de gas amargo, obtenidos del proceso de estabilización del aceite crudo en la Terminal Marítima Dos Bocas, cuenta con 16 unidades motocompresoras para una capacidad total de compresión hacía “Cunduacan” donde es recomprimido para enviarlo al complejo Procesador de Gas “Cactus”. Actualmente en Dos Bocas, se recomprimen en promedio 38 mmpcd y adicionalmente se integra un volumen de 30 mmpcd de la Región Sureste (Fig. 4). Fig. 4 Compresión Generación de Energía Eléctrica La planta eléctrica esta integrada por 4 turbogeneradores con una capacidad de generación de 56 MW, contando además con una subestación de 115/13.8 KV. SEPARACIÓN BIFASICA EN EL PUERTO DE DOS BOCAS - xiv - Tratamientos de Efluentes Para tratar las aguas residuales que se generan durante las diversas actividades en la Terminal, se cuenta con la Planta de Tratamiento de Efluentes que nos permite descargar las aguas tratadas a pozos letrina y al mar, con la calidad requerida por la normatividad ambiental vigente. Contando con una capacidad de 315 mbpd. ALMACENAMIENTO El crudo terrestre y marino, es recibido en la Terminal en 15 tanques atmosféricos verticales provistos de cúpulas flotantes. Con una capacidad nominal de 7.5 millones de barriles. Se tiene en construcción un tanque adicional de 500 mb (Fig. 5). También cuenta con un sistema semifijo de espuma mecánica, la cual permite sofocar un incendio en forma inmediata, además de contar con un dique de contención para 1.5 veces la capacidad nominal de almacenamiento en caso de derrame. Fig. 5 Tanques de almacenamiento DISTRIBUCIÓN Casa de Bombas SEPARACIÓN BIFASICA EN EL PUERTO DE DOS BOCAS - xv - Se cuenta con 5 Casas de Bombas, las cuales tienen por objeto la distribución de los diversos tipos de crudo dentro de la TMDB, teniendo un total de 41 bombas con una capacidad de 8,110 mbpd (Fig. 6) y para su venta al extranjero se cuenta con 2 monoboyas tipo CALM para abastecer a los buquetanques (fig. 7). Fig. 6 Casa de bombas SEPARACIÓN BIFASICA EN EL PUERTO DE DOS BOCAS - xvi - Fig. 7 Exportación por medio de monoboyas tipo CALM SEPARACIÓN BIFASICA EN EL PUERTO DE DOS BOCAS - 1 - C A P I T U L O 1 T I P O S D E S E P A R A D O R E S SEPARACIÓN BIFASICA EN EL PUERTO DE DOS BOCAS - 2 - 1.1 Descripción. En la industria petrolera, la mezcla de hidrocarburos (aceite, gas y agua); se introduce en un recipiente de acero, en el cual el fluido se separa por el impacto produciendo una porción gaseosa que sale por la parte superior y otra que se recoge en estado líquido. Este no esta completamente limpio y se deberá llevar a otros separadores y a un tanque de almacenamiento en el cual se perfecciona la separación de aceite y agua. A medida que disminuye la presión del líquido que se ha formado en la primera etapa, el gas se sigue separando en cada una de las etapas en las cuales disminuye la presión, esto implica una nueva etapa de separación y obviamente, la existencia de otro separador. Cuando únicamente se desea desagregar el aceite del gas, se habla de n separador bifásico, pero si el ingeniero desea, por ejemplo: dejar el aceite libre de agua, tendría que diseñar la unidad para que separe al mismo tiempo el gas de los líquidos y el agua del aceite. En este caso estaríamos hablando de un separador trifásico. 1.2 Separación de mezclas de hidrocarburo Los elementos básicos, leyes de física y accesorios utilizados para separar el gas del líquido son por: El impacto, la gravedad, las fuerzas centrífugas, extracción de niebla, el efecto de deflectores y platos perforados o mallas. Otro efecto aprovechado para separar el líquido de gas, es el efecto de mojabilidad, el cual consiste en la propiedad que poseen las pequeñas gotas de líquido de adherirse a deflectores y platos por adhesión y capilaridad. También las caídas de presión a través de pequeños orificios de coladores ocasionan que el líquido se precipite. Los separadores son construidos de tal forma que el fluido entre produciendo un movimiento rotacional, impartiendo al fluido un movimiento centrífugo que ocasiona que el líquido choque contra las paredes del recipiente y caiga por gravedad. Mas adelante el líquido choca con los deflectores y platos produciendo por adherencia separaciones ulteriores. El gas sale por la parte superior y el líquido por el fondo. 1.3 ¿Qué es un separador? Los equipos de separación, como su nombre lo indica, se utilizan en la industria petrolera para separar mezclas de líquido y gas. Un separador es un cilindro de acero que por lo general se utiliza para disgregar la mezcla de hidrocarburos en sus componentes básicos, petróleo y gas. Adicionalmente, el recipiente permite aislar los hidrocarburos de otros componentes indeseables como la arena y el agua. SEPARACIÓN BIFASICA EN EL PUERTO DE DOS BOCAS - 3 - Las mezclas de líquido y gas, se presentan en los campos petroleros principalmente por las siguientes causas: a) Por lo general los pozos producen líquidos y gases mezclados en un solo flujo. b) Hay tuberías en las que aparentemente se maneja sólo líquido o gas; pero debido a los cambios de presión y temperatura que se producen a través de la tubería, hay vaporización de líquido o condensación de gas, dando lugar al flujo de dos fases. c) En ocasiones el flujo de gas arrastra líquidos de las compresoras y equipos de procesamiento, en cantidades apreciables. 1.3.1 Razones por las cuales son necesarios los separadores. Las razones principales por las que es importante efectuar una separación adecuada de líquido y gas, son: 1. En campos de gas y aceite, donde no se cuenta con el equipo de separación adecuado y además el gas se quema, existe una cantidad considerable de aceite ligero que es arrastrado por el flujo del gas que también es quemado, ocasionando grandes pérdidas si se considera que el aceite ligero es el de más alto valor comercial. 2. Aunque el gas se transporte a una cierta distancia para tratarlo, es conveniente eliminarle la mayor cantidad de líquido, ya que este ocasiona problemas, tales como: corrosión y abrasión del equipo de transporte. 3. Como se menciona, el flujo de gas frecuentemente arrastra líquidos de proceso, como el glicol, los cuales se deben recuperar ya que tienen un valor considerable. 4. Cuando se utilizan en plantas de tratamiento, este equipo se emplea para separar el glicol, que se usa como deshidratante del gas natural, de las naftas que se condensan dentro de las torres de absorción. 5. Los separadores se emplean para eliminar los componentes ácidos, como el sulfuro de hidrógeno y el dióxido de carbono que se absorben en la solución. 1.4 Clasificación de los de separadores El operador utiliza los separadores para un fin determinado, el nombre que se le asigna a estas unidades está muy determinado por la función que realiza en cada caso en particular. La primera clasificación esta en función del número de fases que separa; se les llama separadores bifásicos (cuando separan) dos fases como aceite y gas o agua y aceite), y SEPARACIÓN BIFASICA EN EL PUERTO DE DOS BOCAS - 4 - se llama como separadores trifásicos a los que se diseñan para separar tres fases (agua, aceite y gas). Clasificación por fases: a) Separadores Bifásicos b) Separadores Trifásicos La segunda clasificación, si se toma en cuenta la posición del cilindro, habrá que reconocerlos como verticales u horizontales. Adicionalmente si al calificativo por la posición del recipiente se le agrega el trabajo que realiza se hablara de separadores horizontales bifásicos o trifásicos según sea la posición del recipiente y el número de fases que separan. Por geometría y posición del tanque se clasifica: a) Separadores Verticales b) Separadores Horizontales c) Separadores Esféricos Sin embargo si se toma en cuenta la presión en que trabaja el equipo. Estaremos hablando de una tercera clasificación esto solo es posible conociendo las propiedades del fluido. Tomando en cuenta la presión de separación los separadores se dividen en: a) Separadores de alta presión b) Separadores de media presión c) Separadores de baja presión En realidad no existe una división marcada entre los separadores de alta y baja presión pero generalmente se considera de alta presión aquellos que operan a una presión mayor de 10 kg/cm2 y como separadores de baja presión aquellos que efectúan la separación a una presión menor. Hay ventajas y desventajas al usar cada tipo de separador. La selección de un separador se basa en: Consideraciones Básicas El objetivo principal es lograr la separación de la fase líquida de la corriente de gas que proviene del pozo. Características de la corriente de gas que influyen en la selección del separador: La proporción de gas y de líquidos. La diferencia entre las densidades del gas y los líquidos. La diferencia entre las viscosidades del gas y los líquidos. SEPARACIÓN BIFASICA EN EL PUERTO DE DOS BOCAS - 5 - La temperatura y la presión de operación. La presencia de impurezas como H2S, CO2, la suciedad, el polvo, la espuma, la niebla, etc. Separadores verticales Son capaces de manejar grandes “tapones” (slugs) de líquidos. Se usan por consiguiente en la separación de corrientes de gas con relaciones de gas-petróleo, de bajo a intermedio. Estos equipos también están preparados para separar corrientes con alto contenido de arena y otros sedimentos. Separadores horizontales Más recomendables para trabajar con corrientes de gas que tienen proporciones de gas-petróleo altas y de flujo constantes. Son comparativamente más pequeños y menos caros que los separadores verticales para una misma capacidad de gas. 1.4.1 Separadores de dos fases Son recipientes utilizados para separar físicamente la fase líquida y la fase de gas. El diseño de un separador de dos fases debe realizarse de tal manera que logre secar el gas al máximo, removiendo todo el líquido libre posible que se encuentra en la corriente gas-líquido, la cual ingresa en el separador a las condiciones de presión y temperatura de operación. Los separadores más comunes son los separadores horizontales y los verticales. Sin embargo, existen otros tipos de separadores como los separadores esféricos y de doble barril. Los separadores esféricos tienen limitada capacidad de almacenamiento, son difíciles de fabricar y tienen muy poco uso en los campos petroleros. Los separadores de doble barril están formados por dos recipientes convenientemente interconectados, en este tipo de separador, la sección o el barril de la parte inferior viene a ser la sección de acumulación de líquidos. La ventaja de un diseño de esta naturaleza está en que minimiza la posibilidad de que los líquidos re-ingresen en la fase gas. En realidad actúa como una combinación de un separador vertical/horizontal y además provee protección contra la presencia de tapones de líquido. SEPARACIÓN BIFASICA EN EL PUERTO DE DOS BOCAS - 6 - Separadores verticales. Ventajas: 1. Es fácil mantenerlos limpios, por lo que se recomiendan para manejar flujos de pozos con alto contenido de lodo, arena o cualquier material sólido. 2. El control de nivel de líquido no es crítico, puesto que se puede emplear un flotador vertical, logrando que el control de nivel sea más sensible a los cambios. 3. Debido a que el nivel de líquido se puede mover en forma moderada, son muy recomendables para flujos de pozos que producen por bombeo neumático, con el fin de manejar los baches imprevistos de líquido que entren al separador. 4. Hay menor tendencia de revaporización de líquidos. 5. Normalmente son empleados cuando la relación gas o vapor-líquido es alta y/o cuando se esperan grandes variaciones en el flujo de vapor/gas. 6. Ocupa poco espacio de superficie. Desventajas: 1. Son más costosos que los horizontales. 2. Son más difíciles de instalar que los horizontales. 3. Se necesita un diámetro mayor que el de los horizontales para manejar la misma cantidad de gas. 4. Cuando hay formación de espumas o quiere desgasificarse el líquido ya recolectado se requiere grandes volúmenes de líquido y por lo tanto tamaños grandes de tambores verticales. Separadores Horizontales. Ventajas: 1. Tienen mayor capacidad para manejar gas que los verticales. 2. Son más económicos que los verticales. 3. Son más fáciles de instalar que los verticales. 4. Son muy adecuados para manejar aceite con alto contenido de espuma. Para esto, donde queda la interfase gas-líquido, se instalan placas rompedoras de espumas. Desventajas: 1. No son adecuados para manejar flujos de pozos que contienen materiales sólidos como arena o lodo, pues es difícil limpiar este tipo de separadores. 2. El control de nivel de líquido es más crítico que en los se paradores verticales. 3. Ocupan mucho espacio horizontal. 4. Difícil remoción de sólidos acumulados (Necesidades de inclinar el recipiente ó añadir internos como tuberías de lavado). SEPARACIÓN BIFASICA EN EL PUERTO DE DOS BOCAS - 7 - Separadores Esféricos. Ventajas: 1. Más baratos que los horizontales o verticales. 2. Más compactos que los horizontales o los verticales, por lo que se usan en plataformas costa afuera. 3. Son más fáciles de limpiar que los separadores verticales. 4. Los diferentes tamaños disponibles los hacen el tipo más económico para instalaciones individuales de pozos de alta presión. Desventajas: 1. Tienen un espacio de separación muy limitado. Una comparación de las características de operación de los diferentes tipos de separadores se muestra a continuación (Tabla 1). Valores de “1" son los más favorables mientras que “4” son los más desfavorables. Características de diseño y de operación Vertical Horizontal Barril Simple Horizontal Barril doble Esférico Capacidad de gas por costo unitario 2 1 1 1 Capacidad de líquido 3 1 1 2 Eficiencia de separación 1 1 1 2 Aproximación al equilibrio de fase 3 1 3 2 Capacidad anti “oleaje” 1 2 2 3 Operación en climas fríos 3 2 4 1 Manipuleo de materiales extraños 1 2 2 3 Habilidad de manejar espuma 3 1 1 2 Facilidad de operación 3 2 2 1 Portabilidad 4 2 3 1 Control de nivel 1 3 2 4 Mínima oportunidad de mezclado 1 3 2 4 Facilidad de mantenimiento 3 1 1 2 Tabla 1. Comparación de los equipos de separación SEPARACIÓN BIFASICA EN EL PUERTO DE DOS BOCAS - 8 - 1.4.2 Separadores de tres fases. Estos separadores, además de separar las fases líquida y gaseosa, separan el líquido en aceite y agua no emulsionada, tiene lugar por diferencia de densidades. Para esto se proporciona al líquido suficiente tiempo de residencia y se deposita en un espacio donde no hay turbulencia. Los separadores de tres fases pueden ser verticales, horizontales y esféricos. Además de las secciones y dispositivos con que cuentan los separadores de líquido y gas, el separador de 3 fases tiene las siguientes características y accesorios especiales: 1. Una capacidad de líquidos suficiente para proporcionar el tiempo de retención necesario para que se separe el aceite y el agua. 2. Un sistema de control para la interfase agua-aceite. 3. Dispositivos de descarga independientes para el aceite y para el agua. La experiencia ha demostrado que es recomendable utilizar un mayor tiempo de retención para obtener una mejor separación en la fase líquida, agua-petróleo. El tiempo de retención normal para separadores de tres fases es de 3 minutos. La separación del agua y del petróleo se simplifica debido a la diferencia de gravedades específicas de los dos líquidos. Debe tenerse en cuenta que un separador no puede separar el agua y el petróleo si existe una emulsión. El agua y el petróleo deben estar como líquidos libres en el separador. En los separadores verticales, el funcionamiento del separador trifásico es similar al funcionamiento del separador bifásico previamente discutido, sólo que todo el líquido separado cae hacia un difusor o bafle. Los líquidos fluyen a través de un tubo de caída (downcomer) hasta la sección líquida en una zona por debajo o muy cerca de la interfase de agua-petróleo. Esto asegura que el agua no tenga que atravesar el petróleo limpio ya separado, proporcionando una eficiente separación de aceite-petróleo. El funcionamiento del separador horizontal trifásico sólo varía del funcionamiento del separador horizontal bifásico, en la sección de acumulación de líquido. El control del nivel de líquido en el separador trifásico, debe hacerse con un sistema de control que trabaje en la interfase de los dos líquidos. 1.5 Tanque cachador (slug catcher) Este es uno de los dispositivos utilizados en le Puerto de Dos Bocas Para manejar baches de líquidos. En proyectos de diseño, construcción y montaje de instalaciones para el procesamiento de hidrocarburos uno de los factores claves es el tiempo. En la mayoría de los casos, el plazo de entrega es acotado y es fundamental seleccionar en forma temprana una correcta estrategia a seguir en cuanto a la provisión de los equipos principales. SEPARACIÓN BIFASICA EN EL PUERTO DE DOS BOCAS - 9 - Para mitigar el impacto que puede acarrear la presencia de una oleada de líquido sobre la operación de la batería de separación se requiere la instalación de un recipiente separador y amortiguador de dichas oleadas provenientes de los pozos productores. Un tanque cachador es un contenedor con suficiente volumen para amortiguar y almacenar las oleadas más grandes esperadas de la corriente arriba del sistema (Fig. 8). El tanque cachador esta localizado entre la salida de la tubería y el equipo de tratamiento. Los líquidos amortiguados pueden ser vertidos al equipo de tratamiento en una corriente mucho más lenta para prevenir sobrecargas en el sistema. Como las oleadas son un episodio periódico el tanque cachador debería ser vaciado antes que la siguiente oleada llegue. El tanque cachador puede ser usado continuamente o sobre demanda. Un tanque cachador permanentemente conectado a las tuberías protegerá toda la producción, incluyendo Las oleadas, antes de que sea enviado el gas y el líquido a las instalaciones de tratamiento. O bien el tanque cachador puede ser evitado en una operación normal y ser traído en línea cuando un bache o tapón es previsto o esperada, usualmente durante las operaciones. Una ventaja del tanque cachador es que puede ser inspeccionado y se le puede dar mantenimiento sin interrumpir la operación normal. Diseño del Tanque Cachador. El tanque cachador es diseñado en diferentes formas: 1. Un tipo de tanque cachador es esencialmente un contenedor convencional, este tipo es simple en diseño y mantenimiento. 2. Un tanque cachador de tipo dedos consiste en varias piezas largas de tubo, los cuales juntos forman el volumen para amortiguar la oleada del fluido. La ventaja de este tipo de tanque cachador son aquellos segmentos de tubos que son mas simples de diseñar para altas presiones, los cuales son a menudo encontrados en sistemas de tubería, que en un contenedor grande. Una desventaja es que su base puede hacerse excesivamente grande (Fig. 9). Un diseño de tanque cachador básico contiene el volumen de amortiguación para el gas y el líquido. Un sistema de control es usado para regular la salida de gas y líquido hacia las instalaciones de procesamiento corriente abajo. La sección de admisión esta diseñada para promover la separación de gas y líquido. SEPARACIÓN BIFASICA EN EL PUERTO DE DOS BOCAS - 10 - Fig. 8 Tanque cachador tipo convencional Fig. 9 Tanque cachador tipo dedos SEPARACIÓN BIFASICA EN EL PUERTO DE DOS BOCAS - 11 - C A P I T U L O 2 DESCRIPCIÓN DE LOS SEPARADORES SEPARACIÓN BIFASICA EN EL PUERTO DE DOS BOCAS - 12 - DESCRIPCIÓN DE LOS SEPARADORES 2.1 Descripción y Clasificación del Equipo de Separación En este capitulo se describen las partes de un separador mencionando brevemente las características de operación de los separadores de dos fases (Fig. 10 y 11). Descripción de un separador Un separador consta de las siguientes secciones: a) Sección de separación primaria b) Sección de separación secundaria c) Sección de extracción de niebla d) Sección de almacenamiento de líquido Sección de separación primaria La separación en esta sección se realiza mediante un cambio de dirección de flujo. El cambio de dirección se puede efectuar con una entrada tangencial de los fluidos al separador; o bien, instalando adecuadamente una placa desviadora a la entrada. Con cualquiera de las dos formas se le induce una fuerza centrifuga al flujo, con la que se separan grandes volúmenes de líquido. Sección de separación secundaria En esta sección se separa la máxima cantidad de gotas de líquido de la corriente de gas. Las gotas se separan principalmente por la gravedad por lo que la turbulencia del flujo debe ser mínima. Para esto, el separador debe tener suficiente longitud. En algunos diseños se utilizan veletas o aspas alineadas para reducir aun más la turbulencia, sirviendo al mismo tiempo como superficies colectoras de gotas de líquido. La eficiencia de la separación en esta sección, depende principalmente de las propiedades físicas del gas y del líquido, del tamaño de las gotas de líquido suspendidas en el flujo de gas y del grado de turbulencia. Sección de extracción de niebla En esta sección se separan del flujo de gas, las gotas pequeñas de líquido que no se lograron eliminar en las secciones primaria y secundaria del separador. En esta parte del separador se utiliza el efecto de choque y/o la fuerza centrífuga como mecanismo de separación. Mediante estos mecanismos se logra que las pequeñas gotas de líquido, se colecten sobre una superficie en donde se acumulan y forman gotas más grandes, que se SEPARACIÓN BIFASICA EN EL PUERTO DE DOS BOCAS - 13 - drenan a través de un conducto a la sección de acumulación de líquidos o bien caen contra la corriente de gas a la sección de separación primaria. El dispositivo utilizado en esta sección, conocido como extractor de niebla, esta constituido generalmente por un conjunto de veletas o aspas; por alambre entretejido, o por tubos ciclónicos. Sección de almacenamiento de líquidos En esta sección se almacena y descarga el líquido separado de la corriente de gas. Esta parte del separador debe tener la capacidad suficiente para manejar los posibles baches de líquido que se pueden presentar en una operación normal. Además debe tener la instrumentación adecuada para controlar el nivel de líquido en el separador. Esta instrumentación esta formada por un controlador y un indicador de nivel, un flotador y una válvula de descarga. La sección de almacenamiento de líquidos debe estar situada en el separador, de tal forma que el líquido acumulado no sea arrastrado por la corriente de gas que fluye a través del separador. Aparte de las 4 secciones descritas, el separador debe tener dispositivos de seguridad tales como: una válvula de seguridad, un tubo desviador de seguridad y controles de contra presión adecuados. Cuando se conocen los tipos de flujo de la mezcla de gas y liquido que va al separador, tal como la frecuencia de los baches de líquido en pozos de bombeo, se deben hacer cambios en el diseño y tamaños de las partes del separador. Sin embargo es recomendable que el separador se diseñe de la forma más simple posible, para facilitar su limpieza y mantenimiento. Fig. 10 Separador Horizontal SEPARACIÓN BIFASICA EN EL PUERTO DE DOS BOCAS - 14 - Fig. 11 Separador Vertical 2.2 Tipos de extractores de niebla Los principios mecánicos bajo los cuales operan los extractores de niebla son el asentamiento por gravedad, la fuerza centrífuga, el choque y la filtración. Los extractores de niebla más empleados son los del tipo de impacto, que a su vez pueden ser de veletas o de alambre entretejido. Extractores de niebla tipo veleta Consiste de placas metálicas paralelas formando un laberinto. Cada una de estas placas cuenta con varias bolsas para retener el líquido. Cuando el gas pasa a través del extractor cambia de dirección varias veces y es centrifugado, provocando que las gotas de líquido se muevan hacia el exterior, donde son retenidas por las bolsas colectoras. Aunque el diseño de estos extractores es empírico, los fabricantes generalmente garantizan que el líquido arrastrado en el flujo de gas no sobrepasa 0.1 gal/mmpie3 de gas (Fig. 12). SEPARACIÓN BIFASICA EN EL PUERTO DE DOS BOCAS - 15 - La eficiencia de un extractor de niebla de este tipo, aumenta al colocar las placas de metal más juntas o al instalar más bolsas para retener el líquido; pero obviamente también se incrementa la caída de presión a través del extractor. Entre los factores que afectan la eficiencia de estos extractores están el tamaño de las gotas, la densidad y la tensión superficial del líquido. Los extractores de este tipo son eficientes para separar partículas de líquido mayores de 10 micras. En los separadores que manejan glicol ha sido necesario utilizar dos extractores en serie, ya que siendo el glicol un líquido alto tensor propicia la formación de películas en el primer extractor, las cuales son arrastradas por el flujo de gas hasta el segundo extractor, donde se retienen y separan. El glicol también tiene la tendencia a disminuir la densidad del aceite o condensados arrastrados en el flujo de gas. Este problema se ha reducido añadiendo un agente antiespumante de alta densidad al glicol. Cuando el separador cuenta con un tubo de drene de líquido, que va desde el extractor a la sección de almacenamiento, se debe vigilar que la caída de presión a través del extractor no sea mayor que la correspondiente a la columna hidrostática que se forma en el tubo. Cuando esto sucede, el líquido es extraído por succión hacia la parte superior del separador; o bien, el tubo queda parcialmente tapado. Comúnmente la caída de presión a través de este tipo de extractores varía de 1 a 10 pg. de agua. Fig. 12 Extractor de niebla tipo veleta. Extractores de niebla de malla de alambre entretejido Este tipo de extractores aunque se emplea poco, ha dado resultados favorables y es de bajo costo. Consisten básicamente de un cojinete de malla de alambre que tiene aberturas asimétricas y desalineadas. El mecanismo de separación de líquido es el choque, aunque también hay acción centrifuga (Fig. 13). Las características de la malla de alambre usada en estos extractores, están dentro el siguiente rango: SEPARACIÓN BIFASICA EN EL PUERTO DE DOS BOCAS - 16 - Diámetro del alambre 0.003 a 0.011 pg. Volumen de espacios libres 92 a 99.4 % Densidad 3 a 33 lb/pie3 Superficie específica 50 a 600pie2/pie3 Tabla 2. Características de la malla de alambre En la mayoría de los casos, el espesor del cojinete necesario para que el volumen de líquido arrastrado en el flujo de gas fuera del separador no exceda de 0.1 gal/mmpie3 debe ser 0.3333 ft a 0.5ft. La eficiencia de estos extractores, depende de la velocidad del flujo de gas. Cuando la velocidad es baja, las gotas de líquido tienden a aglomerarse entre los alambres. A velocidades altas el extractor tiende a inundarse, debido a que el líquido no puede fluir hacia abajo contra el flujo del gas. En ambos casos los espacios libres del extractor se pueden llenar de líquido y entonces una porción del líquido es arrastrada por la corriente de gas. En la grafica 1 se muestra una grafica de eficiencias contra velocidades del flujo de gas, para un extractor del tipo de malla de alambre entretejido. En consecuencia el área del flujo del extractor debe ser menor que la del separador; esto se logra cubriendo una parte de la rejilla que sostiene el cojinete de malla de alambre. La caída de presión en estos extractores depende de la carga de líquido en el flujo de gas, del diseño del cojinete y de la velocidad del gas, pero generalmente no es mayor que 1 pg. de agua. Grafica 1 Eficiencia de un extractor de niebla de malla de alambre. SEPARACIÓN BIFASICA EN EL PUERTO DE DOS BOCAS - 17 - Fig. 13 Extractor de niebla tipo malla de alambre. Extractor de niebla tipo ciclónico Este tipo de extractores, consiste de un conjunto de pares de tubos concéntricos, como los mostrados en la fig. 14, montados en un recipiente como se indica en la fig. 15. El número de tubos concéntricos depende del gasto de gas que se va a manejar. Los tubos concéntricos están provistos de entradas tangenciales para el gas. La parte inferior de estos tubos es cónica y tienen descargas para las partículas de líquido separadas. El gas entra tangencialmente al espacio anular entre los dos tubos, moviéndose en espiral hacia abajo. Las partículas de líquido en la corriente de gas son conducidas, por la fuerza centrifuga, hacia las paredes del tubo en donde se recolectan y arrastran hacia el fondo por el gas. Estas partículas se descargan a través de la salida localizada en el fondo de los tubos. El gas, libre de impurezas, sale a través del tubo interior. La velocidad del flujo de gas en este tipo de extractores es crítica. Cuando la velocidad disminuye debajo de un cierto valor, la eficiencia se abate rápidamente y si la velocidad aumenta, la caída de presión a través del extractor también se incrementa. En algunos equipos de separación se han empleado extractores de niebla tipo choque, como el de alambre entretejido, delante de un extractor tipo ciclónico con resultados satisfactorios. El extractor de alambre entretejido actúa como aglomerador de gotas pequeñas de líquido, las cuales son posteriormente eliminadas en el extractor tipo ciclónico. SEPARACIÓN BIFASICA EN EL PUERTO DE DOS BOCAS - 18 - Fig. 14 Esquema de un tubo centrifugo de un extractor del tipo ciclónico. Fig. 15 Esquema de un extractor de niebla del tipo ciclónico. SEPARACIÓN BIFASICA EN EL PUERTO DE DOS BOCAS - 19 - C A P I T U L O 3 A D I T I V O S SEPARACIÓN BIFASICA EN EL PUERTO DE DOS BOCAS - 20 - ADITIVOS 3.1 Problemas durante la separación Cuando la separación es reducida en ciertos tipos de crudo, pequeñas esferas (burbujas) de gas son encapsuladas en una película delgada de petróleo cuando el gas sale de solución. Esto puede resultar en espuma que esta siendo dispersada en el petróleo y crea lo que es conocido como crudo espumante. La espuma del petróleo puede no ser estable o no duradera a menos que un agente espumante este presente en el petróleo. La espuma reduce enormemente la capacidad de los separadores de petróleo y gas debido a que se requiere un tiempo retención mayor para separar adecuadamente una cantidad dada de crudo espumante. El crudo espumante no puede ser medido adecuadamente con medidores de desplazamiento positivo o con recipiente de medición volumétrica convencional. Estos problemas, combinados con la pérdida potencial de petróleo y gas debido a la separación inapropiada, enfatiza la necesidad de procedimiento y equipos especiales para manejar el crudo espumante. Las parafinas y los asfaltenos son componentes comunes de los crudos, que poseen el potencial de interferir seriamente con la producción, hasta llegar a detenerla por completo. Los asfaltenos son grandes agregados de anillos aromáticos, principalmente anillos heterocíclicos. Existen en el crudo en estado de agregación, mantenidos en solución por resinas naturales del hidrocarburo, que se adhieren a la superficie externa del agregado de asfalteno. Precipitan y se depositan en los sistemas de producción en puntos donde las caídas de presión permiten la desorpción de las resinas. Las parafinas son ceras de hidrocarburo saturado que se separan y depositan en áreas donde la temperatura del sistema de producción cae por debajo de la temperatura de solubilidad de las parafinas, conocida como la Temperatura de Aparición de la Cera (WAT). Al igual que los asfaltenos, las parafinas pueden bloquear un sistema de producción y detener completamente la producción. Es por tal motivo que es de vital importancia lograr contrarrestar estos 3 tipos de problemas que se presentan en la separación para obtener un mejor resultado, una mejor calidad en nuestro proceso y una mayor seguridad en nuestros equipos. 3.1.1 Espumas Cuando se intentan mezclar dos sustancias en cualquier estado pueden suceder dos cosas: a) Que ambas se disuelvan mutuamente constituyendo una sola fase, en este caso se forma una solución homogénea. b) Que ambas no se disuelvan entre si o bien lo hagan solo parcialmente, en este caso se forma una dispersión. SEPARACIÓN BIFASICA EN EL PUERTO DE DOS BOCAS - 21 - Una dispersión puede presentar diferentes grados de estabilidad, dependiendo del tamaño de la sustancia dispersa en la fase continua. En teoría al menos, los sistemas de dispersión posibles según sus componentes pueden ser: FASE DISPERSA FASE CONTINUA O MEDIO DE DISPERSION EJEMPLO Gas Gas No existe - miscible Liquido Gas Niebla Sólido Gas Humo, nubes Gas Liquido Espumas Liquido Liquido Emulsiones Sólido Liquido Sol (pintura, tinta china, jaleas) Gas Sólido Espuma sólida (piedra pómez) Liquido Sólido Emulsión sólida (Gelatina, Queso) Sólido Sólido Cristal de rubí Tabla 3. Sistemas de dispersión Una espuma es, en muchos aspectos análoga a una emulsión, esta constituida por glóbulos dispersos de gas en vez de líquido, en fase liquida. Como en las emulsiones, también en las espumas, una cuestión es la tendencia a formarse y otra diferente es su estabilidad. Si ambas se forman o se resuelven en forma instantánea o dentro de los tiempos operativos disponibles, no son mayor problema. Los petróleos pueden contener compuestos capaces de estabilizar espumas que no pueden resolverse en tiempos operativos. En este caso los sistemas de tratamiento necesitan, para lograrlo, que al fluido que ingrese se le dosifiquen antiespumantes. Una espuma es el resultado de la incorporación mecánica de gas dentro de una fase liquida. La consecuencia es la formación de burbujas en las cuales la película de líquido rodea un volumen de gas que tiende a ascender en una columna de espuma. La estabilidad de la burbuja esta en función de la presión, la temperatura y la física de la interfase Gas-Líquido: elasticidad de la película, formación de una capa gelatinosa y viscosidad de la interfase. Tienen mayor tendencia a espumar: Los crudos que tienen < 40 API. El fluido que tiene < 160 ºF. SEPARACIÓN BIFASICA EN EL PUERTO DE DOS BOCAS - 22 - El fluido que tiene viscosidad > 53 cPoise (5000 SSU) a la temperatura de operación. Los tiempos de retención para petróleos que no espuman se estiman entre uno y tres minutos, esto garantiza una eficiente separación del gas disuelto en el petróleo. Cuando se deben separar fluidos con espumas se requieren mayores tiempos de retención (a veces de tres veces) y/o diseños particulares de separador: Además de la necesidad de mayor tiempo de retención (en muchos casos no se dispone del mismo) es muy importante para la ruptura de la espuma: la agitación, la temperatura operativa y la necesidad de baffles o placas coalescedoras internas en el separador. Puede suceder que el mayor entrampamiento de burbujas de gas se deba a un importante aumento en la viscosidad del fluido por enfriamiento. Aun cuando los separadores mas usuales en producción son verticales (se los prefiere por su flexibilidad operativa) los más eficientes para el tratamiento de petróleo que espuman son los horizontales, porque proveen mayor relación área-volumen (mayor superficie de liberación de gas). Como en otros procesos de separación, la agitación provee mayor velocidad de coalescencia para las burbujas de gas, ello se logra con la incorporación de baffles internos. La mayor temperatura de separación favorece la resolución de espumas porque reduce la tensión interfacial (Gas-Líquido) y la viscosidad. Así como la temperatura favorece las colisiones entre gotas de agua en la deshidratación, también lo hace con las burbujas de gas liberado del crudo. Otra consecuencia no deseada de la espuma es el ingreso de petróleo a la corriente gaseosa que sale del separador. Si el mismo es de alta, el crudo contamina el gas e interfiere en los procesos de tratamiento e instrumentos. En separadores de baja puede suceder que el crudo sea transportado en grandes cantidades al quemador. 3.1.2 Tratamiento con siliconas. Fabricadas a partir de un material natural (cuarzo/arena) y luego de un complejo proceso de transformaciones las siliconas no estuvieron comercialmente disponibles hasta 1943. Actualmente tienen una enorme cantidad de usos, la que nos interesa acá es la propiedad antiespumante. SEPARACIÓN BIFASICA EN EL PUERTO DE DOS BOCAS - 23 - Una de las siliconas más comunes es la PDMS o polidimetilsiloxanos, un polímero orgánico con esqueleto inorgánico: CH3 (CH3)3 SiO (SiO)n Si (CH3)3 CH3 El grado de polimerización es indicado por los grupos n que, en el rango 0 a 2.500 pueden generar un PDMS de 7 a 1100 cPoise de viscosidad. Son incoloras y con fluencia variable según su viscosidad. Además son no iónicas y no polares, muy insolubles en agua y repelentes de la misma (son impermeabilizantes). Siendo solubles en hidrocarburos livianos, son fáciles de dosificar a la entrada del separador. Su tensión superficial es 21 Dyn/cm. Como todos los sistemas se mueven a un estado de menor energía, cualquier efecto que tienda a incrementar el área interfacial o tensión superficial desestabilizara la espuma. La mayor aplicación de las siliconas como antiespumante es en la separación gas-petróleo. En el Golfo de México es crítica para mediciones exactas de petróleo. Según Ross-Milles, los antiespumantes pueden actuar de dos formas: 1) Entrando en la interfase Líquido-Gas y dispersándose espontáneamente sobre la interfase causando la ruptura de la burbuja. 2) Reduciendo la estabilidad de la burbuja. La habilidad para ingresar a la interfase Líquido-Gas y dispersarse es determinada por una combinación de tensiones superficiales e interfaciales. 3.2 Parafinas Las parafinas son compuestos químicos del petróleo que se encuentran formando parte del mismo en proporciones variables. En almacenamiento se encuentran disueltas en el resto de los fluidos, la explotación hace que se pierdan extremos livianos muy solventes de los mismos (etano, propano, butanos, pentanos y hexanos) y que el fluido se enfrié. SEPARACIÓN BIFASICA EN EL PUERTO DE DOS BOCAS - 24 - Los hidrocarburos no parafínicos (aromáticos fundamentalmente) y los parafínicos con átomos de carbono hasta C15 aproximadamente, pierden poder solvente para con las parafinas (superiores de C15) y las mismas se separan insolubles en el fondo de pozo, líneas (tubing), separadores y tanques. Las parafinas acompañan al fraccionamiento del petróleo y se concentran en algunas fracciones tales como gas oils y fuel oils. La tabla 4 presenta la composición de un crudo y sus depósitos producidos. Los depósitos de parafina, según la composición que predomina en la fracción neta “parafinica” pueden considerarse de dos tipos: macro y microcristalinos (tabla 5). Tabla 4: Composición de crudos parafínicos y sus depósitos. CRUDO A Petróleo Depósito C10- 44,6% 0% i C10-C29 41,2% 29,7% N C10-C29 13,8% 69,5% C30+ 0,4% 0,8% Tabla 5: Características de parafinas Macro y Microcristalinas Macrocristalinas Microcristalinas Ocurrencia En producción En fondos de tanque n-parafinas 80-95% 0-15% i-parafinas 2-15% 15-30% Ciclo-parafinas 2-8% 65-75% Punto fusión 50-65ºC 60-90ºC Peso molecular 500-800 350-430 Nºcarbono típico 30-60 18-36 La solubilización de parafinas es un ejemplo típico de equilibrio entre fases sólida-líquida y su comportamiento puede explicarse mediante la termodinámica de las soluciones: componentes sólidos de alto peso molecular disueltos en componentes líquidos de bajo peso molecular. Cuando algún efecto termodinámico altera el solvente la fase líquida, los sólidos sobresaturan la solución y se hacen insolubles, luego se depositarán a una velocidad definida por la cinética y en sitios preferenciales estudiados por la fluidodinámica. Las tres causas más frecuentes de alteración del fluido de almacenamiento son: SEPARACIÓN BIFASICA EN EL PUERTO DE DOS BOCAS - 25 - a) Fenómenos de fluidos supercríticos: pérdida de todos los hidrocarburos con temperaturas críticas menores a la temperatura de almacenamiento que además presentan alta afinidad por solutos macromoleculares (parafinas). b) Cambios de temperatura entre la tubería (tubing) y el almacenamiento. c) Cambios combinados de presión y temperatura en la columna productora y en superficie. Tabla 6: Parafinas y Punto de Fusión Nº átomo carbono p. fusión º C Nº átomo carbono p. fusión º C 16 18 30 66 17 22 32 69 18 28 34 72 20 37 36 77 22 44 38 80 24 51 40 83 26 56 42 86 28 61 44 89 49 91 60 99 La temperatura de aparición de las parafinas (WAT) puede ser calculada con modelos termodinámicos, sin embargo, muchos de ellos están basados en correlaciones empíricas que fueron desarrolladas en conjunto con métodos específicos de caracterización de crudos y los resultados difieren según el modelo. La WAT es el comienzo de la cristalización. Según Mandelkern, la cristalización es un proceso en dos etapas: nucleación y crecimiento del cristal, la primera es condición necesaria para la segunda. Por debajo de cierto tamaño la estructura cristalina será inestable y se descompondrá debido a que la tensión superficial del cristal contribuye al potencial químico de la fase cristalina (debe interpretarse la tensión superficial como la resistencia del líquido en contra de un incremento impuesto en el área superficial). Durante la reducción de temperatura, el tamaño de las estructuras cristalinas formadas espontáneamente aumenta y en algunas etapas tiene lugar la cristalización. El más pequeño radio donde los cristales formados son estables es llamado crítico y es del orden de 10 –8 m. Cualquier partícula podría actuar como núcleo de cristalización: arcilla, carbonatos, sales insolubles y asfaltenos entre otros. La operación eficiente de los separadores puede verse adversamente afectada por la acumulación de parafinas. SEPARACIÓN BIFASICA EN EL PUERTO DE DOS BOCAS - 26 - Las placas coalescedoras en la sección de los líquidos y los extractores de niebla en la sección de gas son particularmente sensibles al taponamiento de sólidos parafínicos. Para prever estos inconvenientes debería medirse o al menos estimarse el efecto del cambio de presión sobre el punto de enturbiamiento: del crudo ingresado al separador. Si esto no se tiene en cuenta, pueden necesitarse muchas horas hombre para vaporizar, remover con solvente o hacer limpieza mecánica. 3.2.1 Tratamiento Para tratar el problema de las parafinas, se recurre a tres tipos de químicos: Los inhibidores de deposición de parafinas. Los mejoradores de flujo de petróleo. Los removedores y dispersantes. La función central de los llamados inhibidores de deposición de parafinas es ingresar a la estructura de los depósitos de parafinas y alterar las propiedades de adherencia a la superficie de las mismas. Para aclarar mejor el tema veamos su paralelo con las incrustaciones del agua. Un depósito es un compuesto insoluble en el fluido que circula, que por razones fluidodinamicas se deposita o asienta en lugares preferenciales. Una incrustación no es más que el depósito adherido a la superficie metálica. Hasta aquí las diferencias, las consecuencias son diferentes: Un depósito viaja con la corriente o no lo hace pero no se adhiere. Lo que buscamos con este tipo de químicos es eso, por dos razones: 1. Porque las parafinas separadas restan a la producción ya que su remoción implica en general segregarlas del circuito. 2. Porque las parafinas “incrustadas” restringen las secciones de flujo, obstruyen medios mecánicos y provocan otras consecuencias. Idealmente, un inhibidor debilita el depósito permitiendo su remoción y transporte por las fuerzas de flujo presentes en el sistema. Son típicamente polímeros (compuestos de carbono, hidrogeno y nitrógeno) de alto peso molecular con estructuras afines a las parafinas. Generalmente no proporcionan 100% de inhibición. Las diferencias entre los tres tipos de químicos para problemas de parafinas son sutiles. SEPARACIÓN BIFASICA EN EL PUERTO DE DOS BOCAS - 27 - Ello se debe a: a) La complejidad de la matriz en la que deben actuar: el petróleo. b) La poca certeza acerca de la verdadera situación que se debe resolver ya que esta es variable a los largo de circuito pozo-batería-planta. c) La complejidad de los mecanismos de acción del químico en la matriz petróleo. Es por ello que, una vez identificadas las causas del problema y sus consecuencias solo resta hacer algunos preensayos de campo en laboratorio y recurrir a la prueba de campo definitiva. El segundo grupo de químicos es conocido como el de los depresores de punto de fluidez o PPD (pour point depressors). Este grupo funciona mejorando sus propiedades de flujo y las de formación de gel del petróleo en temperaturas mas bajas que las temperaturas de aparición de los cristales de parafinas insolubles. La verdadera temperatura de separación de los cristales de parafina es el punto de nube (cloud point) que es, en general superior en 41 A 68°F al punto de escurrimiento. Al punto de nube (cloud point) se lo denomina actualmente WAT (Wax Apparition Temperature) o sea Temperatura de aparición de la Parafina. Las PPD actúan incorporándose a la red de parafinas (las parafinas cristalizan de forma similar a como lo hacen las sales inorgánicas aunque los cristales presentan menor resistencia mecánica a la rotura que los compuestos inorgánicos). La incorporación de los PPD al crudo causan una estructura en red debilitada que facilita el quiebre de la red por las fuerzas del flujo. Ambos efectos, reducción del punto de nube (cloud point) y debilitamiento de la red llevan a una mejora de las propiedades de flujo como reducción de la VISCOSIDAD y otras propiedades reológicas, reducción del punto de fluidez (temperatura de formación de gel) y a la cohesión del gel. Nota: el gel es la estructura formada por los cristales de parafina dentro del resto del crudo no sólido. En realidad, todo el crudo se congela a baja temperatura (temperatura vítrea) lo que sucede que las parafinas lo hacen a mucha mayor temperatura que el resto de los hidrocarburos presentes. Su formula es similar a la de los inhibidores de deposición aunque, para esta función, no requieren un gran efecto dispersante. Ciertas composiciones actúan mejor como inhibidores que como PPD y viceversa, ello se debe a que entre crudos hay diferencias composicionales (en la fracción parafina). La función de los removedores y dispersantes de parafinas es dispersar, penetrar y quebrar los depósitos de parafinas. Se centra en evitar que los depósitos de parafina se aglomeren (crezcan), y se depositen corriente a abajo del lugar donde se forman. SEPARACIÓN BIFASICA EN EL PUERTO DE DOS BOCAS - 28 - Pueden formularse para dispersar parafinas en solución de petróleo (hidrocarburos) o en agua, en estos se necesita un efecto humectante extra para que las parafinas se dispersen en la fase acuosa. Existen en el mercado también químicos denominados mejoradores de flujo (flow improvers) que apuntan a mejorar la hidráulica del crudo y sus derivados en régimen turbulento. Son, en esencia reductores de perdida de carga que, en el caso de los crudos con parafinas mejoran su comportamiento en flujo. La estructura y composición de los dispersantes de parafinas es similar a la de los mejoradores de flujo en algún aspecto y diferente en otros. Los primeros, a menudo poseen grupo funcionales altamente polares que alcanzan un carácter surfactante que es considerado como un prerrequisito básico para tener propiedades dispersantes. Cuando un químico tiene dos compuestos activos, uno de ellos puede obrar de dispersante de parafina y el otro de mejorador de flujo. Alcoholes superiores a C16-C24 combinados con aminas primarias, secundarias y/o terciarias son ejemplos de las dos funciones logradas. Los PPD típicamente presentan tres características estructurales: Una parte afín a la parafina, típicamente una mezcla de C14 a C25 alquilica lineal que co-cristaliza con la parte parafinica del crudo. Un componente polar, típicamente acrilatos o acetatos que limitan el grado de co-cristalización. Algún polímero que, cuando se adhiere al cristal de parafina en crecimiento inhibe estéricamente el mismo impidiendo el crecimiento de los cristales. Téngase presente que las moléculas de parafina (wax) tienden a cristalizar primero como agujas discretas que luego se asocian en grandes estructuras o geles. EL impedimento esterico es una interferencia espacial al crecimiento en gel cuya consecuencia es inhibir el flujo y causar la imposición. El tamaño de los cristales de parafina tratados con mejoradores de flujo puede llegar a 5-20 micrómetros mientras que aquellas tratadas con dispersantes de parafinas solo llegan a 1-5 micrómetros. Un químico que combine ambas funciones puede, por efecto sinérgico lograr que las parafinas no superen 0.5-2 micrómetros. Nota: Obsérvese que ningún químico disuelve las parafinas que se separan del crudo si no que retardan lo suficiente los fenómenos de depositación, decantación, obturamiento y gelificación que generan consecuencias no deseadas. Los mejoradores de flujo son modificadores de propiedades vinculadas al flujo (viscosidad aparente y esfuerzo de ruptura de gel “yield value”) y algunas no totalmente vinculadas tales como el punto de escurrimiento (pour point) (en el punto de escurrimiento no hay flujo). SEPARACIÓN BIFASICA EN EL PUERTO DE DOS BOCAS - 29 - 3.3 Asfaltenos Los asfaltenos típicamente son definidos como la fracción de crudo insoluble en solventes alifáticos de bajo peso molecular, como n-pentano y n-heptano, pero solubles en tolueno. Los asfalteno son aquellos sólidos depositados de un crudo debido a la adición de un exceso de n-pentano. Otra definición considera que los asfaltenos son moléculas planas, poli aromáticas y poli cíclicas que contienen heteroátomos y metales, que existen en un estado de agregación en suspensión y están rodeados y estabilizados por resinas (agentes peptizantes); no son puros, ni son moléculas idénticas, se sabe que tienen una carga eléctrica, y se piensa que están poli dispersos (fig. 16). Fig. 16 Representación esquemática de una molécula de asfalteno 3.3.1 Modelos termodinámicos sobre la disposición de los asfaltenos en el crudo El interés por el estudio del comportamiento y la forma como están presentes los asfaltenos en el crudo, han dado lugar al desarrollo de modelos termodinámicos que tratan de explicar esta fenomenología y que a la vez funcionan como herramientas predictivas de la precipitación de asfaltenos. Entre los principales modelos termodinámicos expuestos en las diversas publicaciones se pueden mencionar: el molecular (Liofílico) y el coloidal (Liofóbico). Modelo termodinámico molecular (Liofílico) En este modelo se define la idea de Solubilidad, ya que se considera que los asfaltenos en solución se comportan como un componente más de una mezcla que obedece las leyes del equilibrio termodinámico multifásico. SEPARACIÓN BIFASICA EN EL PUERTO DE DOS BOCAS - 30 - Se han modelado el fenómeno de la precipitación de los asfaltenos mediante el equilibrio termodinámico, liquido-líquido, de una mezcla de seudo componentes: los asfaltenos y el resto de las fracciones que constituyen el crudo, que es llamado solvente. Bajo ciertas condiciones de presión y temperatura, el crudo se puede separar en dos fases líquidas, una de las cuales está constituida solamente por los asfaltenos, mientras que la otra está formada por ambos componentes, pero principalmente por el solvente. Modelo termodinámico coloidal (Liofóbico) Los asfaltenos no son realmente solubles, sino que están dispersos en el crudo. Se asocian de tres o cuatro moléculas para formar una micela o coloide. Es un proceso estable que sustrae la parte polar del medio apolar (micela inversa). Se desarrollo un modelo termodinámico coloidal para explicar el comportamiento de los asfaltenos; en este modelo las resinas son consideradas como agentes peptizantes, es decir, se adsorben rodeando a los agregados de asfaltenos, permitiendo un equilibrio molecular con el resto de los componentes del crudo. En este modelo, los cambios en las condiciones de presión, temperatura, composición u otra variable relevante, hacen que las resinas que se encuentran adsorbidas a la superficie de los asfaltenos, se transfieran a las fases líquida, por lo que los asfaltenos al quedar desprotegidos pueden agregarse y eventualmente flocular (fig. 17). Fig. 17 Agregación y precipitación de asfaltenos. (A) Asfaltenos en estado coloidal peptizados por las resinas. (B) Por modificaciones fisicoquímicas las resinas comienzan a abandonar al asfalteno. (C) Agregación de asfaltenos. (D) Precipitación de los asfaltenos. SEPARACIÓN BIFASICA EN EL PUERTO DE DOS BOCAS - 31 - 3.3.2 Precipitación de asfaltenos La precipitación de asfaltenos se refiere al fenómeno mediante el cual un crudo, bajo ciertas condiciones de presión, temperatura, composición y régimen de flujo, se separa en una o dos fases fluidas de grandes proporciones (gas y/o líquido) y en una fase insoluble, de menor tamaño, constituida principalmente por los asfaltenos. Para un crudo en particular, la cantidad de material precipitado generalmente es mayor a medida que disminuye el número de carbonos del agente precipitante. Por ejemplo, la cantidad de precipitado usando n-pentano puede ser dos y hasta tres veces mayor que la cantidad precipitada cuando se utiliza n-heptano. En esta figura se observa que a partir del n-heptano la cantidad precipitada permanece prácticamente constante, por lo que se puede señalar que sólo los componentes más polares y, por lo tanto, mas insolubles, precipitan con n-heptano. Grafica 2 Efecto del número de carbonos del agente precipitante sobre la cantidad de componentes insolubles. A pesar que la precipitación de asfaltenos es un problema muy conocido y estudiado dentro de la industria petrolera, sus principales causas, y en particular, su mecanismo no han podido ser totalmente comprendidos hasta el momento. Con base en la numerosa información experimental se ha propuesto que el fenómeno de precipitación de asfaltenos puede ser descrito como un proceso en varias etapas que van desde la asociación de asfaltenos para formar pequeños agregados o pseudo-micelas, pasando por el crecimiento de éstos par conducir a agregados más grandes, los cuales, en condiciones favorables, crecen lo suficiente como para precipitar, (fig. 17) representa las etapas de la precipitación de asfaltenos. SEPARACIÓN BIFASICA EN EL PUERTO DE DOS BOCAS - 32 - 3.3.3 Problemas asociados a la precipitación de asfaltenos El fenómeno de precipitación de asfaltenos se manifiesta en mayor o menor grado en prácticamente todas las facetas asociadas a la producción, transporte y procesamiento de petróleo y, en algunos casos, puede constituirse en un verdadero problema, ya que puede ocasionar daños a la formación y taponamiento en sitio, de pozos y equipos, y accesorios de superficie, bloqueo de líneas de transporte, y taponamiento de columnas de separación y desactivación de catalizadores. 3.3.4 Tratamiento dispersantes de asfaltenos Debido a los enormes problemas asociados a la precipitación de asfaltenos en la industria petrolera, se han desarrollados productos que inhiben la floculación y precipitación de asfaltenos. Un dispersante de asfaltenos es una solución de uno o mas surfactantes (aniónicos y/o no iónicos) disueltos en un solvente hidrocarbonado de carácter aromático. Su función principal es mantener estabilizados a los coloides de asfaltenos, evitando la floculación y posterior precipitación. Y en el caso de que los asfaltenos ya estén precipitados, promover su redisolución, a través de mecanismos fisicoquímicos propios de agentes dispersantes. Actualmente existen dispersantes de asfaltenos comerciales, que son clasificados según el surfactante que contengan, como son los aniónicos, no iónicos y poliméricos. Entre estos se pueden mencionar: ácidos sulfónicos de alquilbenceno, alquilfenoles etoxilados, ésteres alifáticos de ácido fosfórico, copolímeros de óxido de etileno y propileno, resinas alquifenolformaldehído, copolímeros vinílicos hidrofílicos- lipofílicos, alquilsuccinatos y derivados de ácido cresílico. En cuanto a la eficiencia de estos compuestos, se ha estudiado la efectividad de ciertos anfífilos oleosolubles para asfaltenos en heptano, encontrando que: a) El nonifenol, es un buen agente peptizante, previene la precipitación de asfaltenos por heptano y reduce su adsorción en cuarzo. b) El nonilfenol etoxilados con un alto número de unidades de óxido de etileno, también previenen el proceso de adsorción. c) Las aminas alifáticas primarias también presentan cierta habilidad para dispersar los asfaltenos, pero los alcoholes de cadena alifática larga y los alquilbencenos son algo ineficientes. SEPARACIÓN BIFASICA EN EL PUERTO DE DOS BOCAS - 33 - 3.3.5 Uso de resinas como inhibidores de la precipitación de asfaltenos.
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